VOTO 
 
PROCESSO: 48500.000313/2015-48. 
 
INTERESSADOS: Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT, Empresa de 
Transmissão do Espírito Santo S.A. - ETES, Brilhante Transmissora de Energia S.A., Integração Maranhense 
Transmissora de Energia S.A. - IMTE, Copel Geração e Transmissão S.A. - Copel-GT, Empresa Brasileira de 
Transmissão de Energia S.A. - EBTE, Empresa Paranaense de Transmissão de Energia S.A. - ETEP, Empresa 
Amazonense de Transmissão de Energia S.A. - EATE, Empresa de Transmissão Serrana - ETSE, Companhia 
Transmissora de Energia Elétrica - Lumitrans, Empresa Santos Dumond de Energia - ESDE, Sistema de 
Transmissão Catarinense S.A. - STC, Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. - ERTE, Empresa Norte 
de Transmissão de Energia S.A. - ENTE, Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. - ECTE, 
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP, Furnas Centrais Elétricas S.A., Transmissora 
Aliança de Energia Elétrica S.A. - Taesa, Brasnorte Transmissora de Energia S.A., Companhia Hidro Elétrica do 
São Francisco - Chesf, Eletrosul Centrais Elétricas S.A., Cemig Geração e Transmissão S.A. - Cemig-GT, 
Coqueiros Transmissora de Energia S.A. - CTE, Interligação Elétrica do Madeira S.A., Extremoz Transmissora do 
Nordeste S.A. - ETN, OER Mineiros S.A., Duke Energy Geração Paranapanema S.A., Pedras Transmissora de 
Energia S.A. – PTE, CEAL - Companhia de Eletricidade de Alagoas S.A. e MSG - Mata Santa Genebra 
Transmissão S.A. 
 
RESPONSÁVEL: André Pepitone da Nóbrega 
 
ASSUNTO: Recursos administrativos interpostos por Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia 
Elétrica - CEEE-GT, Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. - ETES, Brilhante Transmissora de Energia 
S.A., Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. - IMTE, Copel Geração e Transmissão S.A. - Copel-
GT, Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. - EBTE, Empresa Paranaense de Transmissão de Energia 
S.A. - ETEP, Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. - EATE, Empresa de Transmissão Serrana - 
ETSE, Companhia Transmissora de Energia Elétrica - Lumitrans, Empresa Santos Dumond de Energia - ESDE, 
Sistema de Transmissão Catarinense S.A. - STC, Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. - ERTE, 
Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. - ENTE, Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. - 
ECTE, Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP, Furnas Centrais Elétricas S.A., 
Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - Taesa, Brasnorte Transmissora de Energia S.A., Companhia Hidro 
Elétrica do São Francisco - Chesf, Eletrosul Centrais Elétricas S.A., Cemig Geração e Transmissão S.A. - Cemig-
GT, Coqueiros Transmissora de Energia S.A. - CTE, Interligação Elétrica do Madeira S.A., Extremoz Transmissora 
do Nordeste S.A. - ETN, OER Mineiros S.A., Duke Energy Geração Paranapanema S.A., e Pedras Transmissora 
de Energia S.A. – PTE contra a Resolução Homologatória no 1.918, de 23 de junho de 2015. 
 
 
I – RELATÓRIO 
A Resolução Homologatória no 1.918, de 23 de junho de 2015, estabeleceu, com vigência a partir de 
1o de julho de 2015, as Receitas Anuais Permitidas - RAP pela disponibilização das instalações sob responsabilidade 
de concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica e dentre outras providências. 
2. 
Os Agentes listados no Quadro 1 apresentaram Pedido de Reconsideração contra a Resolução 
Homologatória no 1.918, de 2015:

FL. 2 de 24 
1 
CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica  GAB/DIR/LCST-084/2015 
GAB/DIR/LCST-085/2015 
48513.019537/2015-00 e 
48513.019543/2015-00 
2 
ETES - Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. 
CT ETES 0013.2015 
48513.019595/2015-00 
3 
BRILHANTE - Brilhante Transmissora de Energia S.A. 
DJU.COM.2015.122 e     
BTE 038/15 
48513.019851/2015-00 e 
48513.019848/2015-00 
4 
IMTE - Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 
IMTE nº 45/2015 
48513.019846/2015-00 
5 
EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. 
CA EBTE 061/2015 
48513.019947/2015-00 
6 
ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. 
CA ETEP 029/2015 
48513.019916/2015-00 
7 
EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. 
CA EATE 035/2015 
48513.019919/2015-00 
8 
LUMITRANS - Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica 
CA LUMI 033/2015 
48513.019941/2015-00 
9 
ETSE - Empresa de Transmissão Serrana S.A. 
CA STC 085/2015 
48513.019935/2015-00 
10 ESDE - Empresa Santos Dumont de Energia S.A. 
CA ESDE 038/2015 
48513.019938/2015-00 
11 STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A. 
CA STC 031/2015 
48513.019944/2015-00 
12 ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. 
CA ERTE 041/2015 
48513.019910/2015-00 
13 ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. 
CA ENTE 037/2015 
48513.019913/2015-00 
14 ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. 
CA ECTE 040/2015 
48513.019907/2015-00 
15 CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista 
Sem número 
48513.020376/2015-00 
16 FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S.A. 
REQ.GCO.P.00029.2015 48513.020379/2015-00 
17 CEMIG-GT - Geração e Transmissão S.A. 
RE-0307 A/2015 
48513.020413/2015-00 
18 COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A. 
CRG-C-144/2015 e CRG-
C/234/2015 
48513.018697/2015-00 e 
48513.026747/2015-00 
19 ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S.A. 
CE DE-0010/2015 
48513.018701/2015-00 
20 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 
Sem número 
48513.020318/2015-00 
21 PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia S.A. 
PTE 017/15 
48513.019854/2015-00 
22 COQUEIROS - Coqueiros Transmissora de Energia S.A. 
CTE 013/15 
48513.019857/2015-00 
23 Duke Energy - Duke Energy Geração Paranapanema S.A. 
REG 014/2015 
48513.018291/2015-00 
24 IE MADEIRA - Interligação Elétrica do Madeira S.A. 
CT/AF/152/2015 
48513.018411/2015-00 
25 BRASNORTE - Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 
BR nº 033/2015 
48513.020195/2015-00 
26 ETN - Extremoz Transmissora do Nordeste S.A. 
CE – ETN 1179/2015 
48513.018860/2015-00 
27 OER MINEIROS - OER Mineiros Energia S.A. 
OER nº 021/2015 
48513.018833/2015-00 
28 TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. 
TAESA nº 284/2015 
48513.020248/2015-00 
Quadro 1 – Empresas que apresentaram Pedido de Reconsideração contra a Resolução Homologatória 
no 1.918, de 23 de junho de 2015 
Fonte: Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL, de 12 de fevereiro de 2016. 
 
3. 
Por meio das Notas Técnicas no 440/2015-SCT/ANEEL, de 24 de novembro de 2015, e no 28/2016-
SGT/ANEEL, de 12 de fevereiro de 2016, a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de 
Transmissão e Distribuição – SCT e a Superintendência Gestão Tarifária – SGT, respectivamente, analisaram os 
Pedidos de Reconsideração interpostos contra a Resolução no 1.918, de 2015, bem como, de ofício, por razões 
variadas, propuseram diversas correções nas parcelas da RAP constantes nessa Resolução. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO
1  CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica  GAB/DIR/LCST-084/2015
GAB/DIR/LCST-085/2015  48513.019537/2015-00 e
48513.019543/2015-00
2  ETES - Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A.  CT ETES 0013.2015  48513.019595/2015-00
3  BRILHANTE - Brilhante Transmissora de Energia S.A.  DJU.COM.2015.122 e
BTE 038/15  48513.019851/2015-00 e
48513.019848/2015-00
4  IMTE - Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A.  IMTE nº 45/2015  48513.019846/2015-00
5  EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A.  CA EBTE 061/2015  48513.019947/2015-00
6  ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A.  CA ETEP 029/2015  48513.019916/2015-00
7  EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A.  CA EATE 035/2015  48513.019919/2015-00
8  LUMITRANS - Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica  CA LUMI 033/2015  48513.019941/2015-00
9  ETSE - Empresa de Transmissão Serrana S.A.  CA STC 085/2015  48513.019935/2015-00
10  ESDE - Empresa Santos Dumont de Energia S.A.  CA ESDE 038/2015  48513.019938/2015-00
11  STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A.  CA STC 031/2015  48513.019944/2015-00
12  ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A.  CA ERTE 041/2015  48513.019910/2015-00
13  ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A.  CA ENTE 037/2015  48513.019913/2015-00
14  ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A.  CA ECTE 040/2015  48513.019907/2015-00
15  CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista  Sem número  48513.020376/2015-00
16  FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S.A.  REQ.GCO.P.00029.2015  48513.020379/2015-00
17  CEMIG-GT - Geração e Transmissão S.A.  RE-0307 A/2015  48513.020413/2015-00
18  COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A.  CRG-C-144/2015 e CRG-
C/234/2015  48513.018697/2015-00 e
48513.026747/2015-00
19  ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S.A.  CE DE-0010/2015  48513.018701/2015-00
20  CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco  Sem número  48513.020318/2015-00
21  PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia S.A.  PTE 017/15  48513.019854/2015-00
22  COQUEIROS - Coqueiros Transmissora de Energia S.A.  CTE 013/15  48513.019857/2015-00
23  Duke Energy - Duke Energy Geração Paranapanema S.A.  REG 014/2015  48513.018291/2015-00
24  IE MADEIRA - Interligação Elétrica do Madeira S.A.  CT/AF/152/2015  48513.018411/2015-00
25  BRASNORTE - Brasnorte Transmissora de Energia S.A.  BR nº 033/2015  48513.020195/2015-00
26  ETN - Extremoz Transmissora do Nordeste S.A.  CE – ETN 1179/2015  48513.018860/2015-00
27  OER MINEIROS - OER Mineiros Energia S.A.  OER nº 021/2015  48513.018833/2015-00
28  TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.  TAESA nº 284/2015  48513.020248/2015-00

FL. 3 de 24 
4. 
Os Pedidos de Reconsideração interpostos pelos Agentes foram analisados pela SGT em conjunto 
no âmbito da Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL, a qual também propôs diversos ajustes, de naturezas distintas, 
e cujas conclusões devem ser acolhidas por este Colegiado.  
5. 
Segundo a SGT, os diversos itens analisados, embora em grande número, não representam 
alterações significativas na RAP aprovada na Resolução no 1.918, de 2015 – as alterações propostas impactam em 
0,04% na RAP e -1,09 % na Parcela de Ajuste. 
6. 
Ressalta-se que eventuais diferenças para maior ou para menor nos valores de RAP para cada 
transmissora, decorrentes da análise dos Pedidos de Reconsideração, sem a prévia manifestação das transmissoras, 
não constitui violação ao exercício do contraditório e da ampla defesa. Isso porque não havendo alteração de tarifa 
dos usuários, todas as alterações ora em apreciação serão praticadas no reajuste anual das receitas do ciclo 2016-
2017, com reajuste nos valores, ocasião em que as partes terão oportunidade de apresentar suas razões na hipótese 
de controvérsia. 
7. 
Destaca-se a seguir os principais pontos abordados nos Pedidos de Reconsideração. 
Pedidos de Reconsideração interpostos pelas concessionárias de transmissão EBTE, ETEP, EATE, 
Lumitrans, ETSE, ESDE, STC, ERTE, ENTE, ECTE, Brasnorte e Taesa 
8. 
Os Pedidos de Reconsideração interpostos pelas concessionárias de transmissão EBTE, ETEP, 
EATE, Lumitrans, ETSE, ESDE, STC, ERTE, ENTE, ECTE, Brasnorte e Taesa, solicitaram reconhecer, por meio de 
Parcela de Ajuste, os valores não recebidos pelas transmissoras referentes aos Encargos de Usos do Sistema de 
Transmissão – EUST da UHE Pimental Belo Monte relativo a março e abril de 2015, cujo pagamento deixou de ocorrer 
em face de decisão judicial que suspendeu a exigibilidade de cobrança dos EUST devidos por esse Agente. 
9. 
Na Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL foi destacado que, de acordo com decisão judicial, proferida 
em caráter liminar pelo TRF da 1º Região, em 21 de setembro de 2015, a ANEEL e o ONS estavam impedidos de 
exigir a cobrança dos EUST devidos pelo Agente Gerador, relativos a toda energia não entregue pela UHE Pimental 
Belo Monte, conforme estabelecido no CUST no 92-2012, até a conclusão do Processo Administrativo no 
48500.006599/2013-11, que trata de pedido de excludente de responsabilidade pelo atraso nas obras da UHE 
Pimental Belo Monte e UHE Belo Monte.

FL. 4 de 24 
10. 
Ressalta-se que o Processo foi analisado pela ANEEL, na Reunião Publica Ordinária realizada em 2 
de fevereiro de 2016, e seguiu para conclusão da instrução pelo MME. Eventuais ajustes serão realizados após a 
conclusão definitiva desse Processo Administrativo. Diante disso, o pleito das Transmissoras deve ser indeferido. 
Pedido de Reconsideração interposto pela ESDE 
11. 
A Concessionária alegou que a RAP homologada pela Resolução no 1.918, de 2015, referente ao 
Contrato de Concessão 25/2009, de R$ 11.542.416,28, diferiu do que consta na Resolução no 1.901, de 2015, que 
homologou o resultado da revisão periódica da RAP, para o ciclo 2015-2016, de R$ 11.568.898,25. Também 
apresentou pleitos que foram objeto de Pedido de Reconsideração em face da Resolução no 1.901, de 2015 e 
requereu correções de inconsistências. 
12. 
Segundo a SGT, a Resolução no 1.901, de 2015, de fato fixou a receita da ESDE em  
R$ 11.568.898,25. Esse valor, no entanto, está incorreto, haja vista não ter considerado a dedução de Outras Receitas 
prevista no Submódulo 9.2 do PRORET, o que resultaria na receita de R$ 11.542.416,28, conforme publicado na 
Resolução no 1.918, de 2015. Dessa forma, a Resolução no 1.901, de 2015, deverá ser objeto de alteração, de modo 
a contemplar o resultado correto da revisão tarifária periódica dessa Concessionária. 
13. 
Os demais itens pleiteados fogem ao escopo da Resolução no 1.918, de 2015, devendo ser tratados 
no âmbito do Pedido de Reconsideração interposto contra a Resolução no 1.901, de 2015, que também considerará 
o ponto do parágrafo anterior. 
Pedido de Reconsideração interposto pela STC  
14. 
A Concessionária discordou da metodologia de atualização anual dos valores da Parcela de Ajuste, 
que passou a ser utilizada pela ANEEL a partir do ciclo 2013-2014, e requereu que esta atualização fosse mensal.  
15. 
Esclarece-se que esse pleito foi objeto de deliberação pela Diretoria Colegiada da ANEEL no âmbito 
do Processo no 48500.000469/2013-67, no qual a Transmissora interpôs Recurso Administrativo em face da 
Resolução Homologatória no 1.559, de 2013, o qual já foi negado pela Diretoria. 
Pedido de Reconsideração interposto pela TAESA  
16. 
A Transmissora solicitou o reconhecimento de parcela adicional de RAP referente ao reforço de 
integração da supervisão da transmissora Novatrans ao sistema de supervisão PowerCC da TAESA.

FL. 5 de 24 
17. 
A SGT informou que, conforme a Nota Técnica no 440/2015-SCT/ANEEL, tal reforço ainda não foi 
autorizado pela ANEEL, portanto o pleito deve ser indeferido. 
Pedido de Reconsideração interposto pela BRASNORTE  
18. 
A Transmissora solicitou adicional de RAP para a melhoria referente à substituição de trecho de 42 
km de cabo OPGW e adequação das caixas de emenda óptica.  
19. 
Segundo a SGT, conforme a Nota Técnica no 440/2015-SCT/ANEEL, a Empresa não apresentou em 
qual PMI, PMIS ou Resolução foi autorizada essa melhoria. Verificou-se, contudo, que a obra constava no PMI 
2013/2016, de agosto de 2013 o qual previa a substituição de apenas 5 km de cabo OPGW, portanto, incompatível 
com a obra implantada pela Brasnorte. Portanto, o pleito não deve ser aceito. 
Pedido de Reconsideração interposto pela BRILHANTE 
20. 
A Transmissora Brilhante, por sua vez, solicitou que os valores referentes às garantias financeiras 
executadas em desfavor dos agentes de geração que se negaram a celebrar os contratos de conexão fossem 
repassados aos usuários da ICG Rio Brilhante, na ocasião da desestabilização e do cálculo dos encargos de conexão 
de ICG para o ciclo 2015-2016, obedecendo-se o limite de 20% da parcela de RAP associada às instalações da 
transmissora classificadas como ICG. 
21. 
Segundo a SGT, o limite de 20%, conforme consta no contrato de concessão da transmissora, diz 
respeito apenas à diferença apurada, para mais ou para menos, entre a receita recebida pela concessionária por meio 
do pagamento do encargo estabilizado de ICG e a receita necessária às ICG, ao longo do período de estabilização. 
Portanto, não diz respeito aos valores referentes às garantias financeiras executadas. Além disso, não há na 
legislação previsão para o parcelamento do abatimento das garantias financeiras executadas no cálculo dos encargos 
de conexão de ICG. Diante disso, o pleito deve ser indeferido. 
Pedido de Reconsideração interposto pelas Transmissoras BRILHANTE, PEDRAS E COQUEIROS  
22. 
As Concessionárias solicitaram que não fossem considerados, no cálculo da revisão periódica da 
RAP, homologado pela Resolução no 1.892, de 2015, os contratos referentes a outras atividades. 
23. 
A análise destes pleitos foge ao escopo da Resolução no 1.918, de 2015, que apenas refletiu os 
resultados homologados na revisão. Além disso, esses pleitos estão sendo tratados no âmbito do processo que 
instruiu a emissão da Resolução no 1.892, de 2015.

FL. 6 de 24 
Pedido de Reconsideração interposto pela ETES  
24. 
A ETES alegou divergências no cálculo de sua PA Apuração referente ao mês de junho/2014 e 
solicitou correções, o que não foi confirmado pela SGT. O pleito deve, portanto, ser negado. 
Pedido de Reconsideração interposto pela IMTE  
25. 
A Concessionária alegou que os valores de parcela de RAP, referentes a outubro, novembro e 
dezembro de 2014, considerados no cálculo da PA Apuração da Transmissora estavam incorretos e solicitou que 
esses valores fossem corrigidos considerando os valores apurados pelo ONS. A SGT atestou que as parcelas estavam 
corretas. O pleito deve, portanto, ser negado. 
Pedido de Reconsideração interposto pela IE MADEIRA  
26. 
A IE Madeira sustentou divergência no cálculo da PA Apuração homologada pela Resolução no 1.918, 
de 2014, referente ao Contrato de Concessão 15/2009. A Concessionária informou que os valores associados ao 
desconto de 10% da RAP devido à operação comercial autorizada por meio de Termo de Liberação Parcial - TLP, 
entre julho/2014 e maio/2015, e os valores de parcela de RAP retroativa devidos à Transmissora em maio/2014 
estavam equivocados e requereu a correção. 
27. 
Segundo a Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL, as alegações da IE Madeira estão corretas, e 
portanto, devem ser acolhidas. Com isso, a IE Madeira deve receber Parcela de Ajuste de R$ 1.234.880,57, a preço 
de junho de 2015, de modo a corrigir as inconsistências apontadas pela transmissora. 
Pedido de Reconsideração interposto pela ETN  
28. 
Em seu Pedido de Reconsideração a Concessionária informou que o módulo de interligação de barras 
500 kV autorizado pela Resolução no 3.738, de 2012, foi equivocadamente considerado como em operação comercial 
pela Resolução no 1.918/2015. 
29. 
A SGT atestou que os argumentos da Transmissora estavam corretos e devem ser acolhidos. Assim, 
a 
PA 
Apuração 
de 
Rede 
Básica 
a 
ser 
paga 
pela 
ETN 
deve 
ser 
alterada 
de  
R$ 902.602,33 para R$ 949.530,96, a preço de junho de 2015. 
30. 
A SGT também recomendou acolher os pleitos referentes aos Encargos de Conexão da ICG João 
Câmara III, relativos às Centrais Eólicas Morro dos Ventos II, Santa Mônica, Santa Úrsula, Santo Dimas, São Benedito,

FL. 7 de 24 
São Domingos e São Martinho, que apesar de já possuírem CCT assinado com a Transmissora, não foram 
consideradas no rateio dos Encargos Anuais de Conexão referente ao custeio da ICG. 
Pedido de Reconsideração interposto pela CEEE-GT  
31. 
A CEEE-GT alegou que houve erro no cálculo da PA Qualidade DIT, uma vez que o valor a ser 
ressarcido à Rio Grande Energia S/A – RGE pela CEEE-GT foi considerado em duplicidade. 
32. 
A SGT esclareceu que a Concessionária tinha razão e, além disso, verificou que as compensações a 
serem pagas pela CEEE-GT à Coprel, de R$ 69.678,77, e à Hidropan, de R$ 36.930,81, não foram consideraras no 
cálculo. Deve-se, portanto, acolher o pleito, e, adicionalmente, incluir no cálculo as compensações à Coprel e à 
Hidropan. Assim, a PA Qualidade DIT a ser paga pela CEEE-GT deve ser alterada de R$ 1.877.104,22 para R$ 
1.524.711,00. 
33. 
A Superintendência recomendou indeferir, com o que se concorda, o pleito referente ao cálculo da 
RAP dos módulos de entrada de linha em 23 kV, denominados pela concessionária de DIST1, DIST2, DIST3, DIST4, 
e DIST 8, instalados na SE Camaquã, que não teriam sido indenizados nos termos da Lei no 12.783, de 2013. Segundo 
a SGT, as parcelas de RAP dos módulos foram estabelecidas no processo de prorrogação do Contrato de Concessão 
55/2001, que incluía todas as instalações em operação até 31/12/2011. 
34. 
Também devem ser indeferidos os pleitos referentes ao cálculo da RAP a) da Subestação Farroupilha 
1, por não ter sido identificada no 1º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão 55/2001, tampouco na base de ativos 
sob propriedade da CEEE-GT cadastrada no Siget a instalação mencionada pela concessionária, b) da Subestação 
Guarita em razão de as obras apresentadas no TL 226/D/5/2015 não corresponderem às apontadas pela 
Concessionária; c) dos reforços da Subestação Presidente Médici, haja vista já terem sido considerados pela 
Resolução no 1.918, de 2015. 
35. 
Deve ser acolhido o pleito referente ao cálculo de adicional de RAP da Subestação Livramento 2 em 
razão da entrada em operação dos reforços correspondentes, reconhecida pela SGT, e parcialmente aceito o pedido 
referente ao cálculo de adicional de RAP da Subestação Quinta, referente à complementação do módulo de conexão 
com a instalação de uma chave seccionadora de modo a alterar o arranjo de Barra Simples para Barra Principal e 
Transferência. 
36. 
A Transmissora apresentou lista de reforços que foram considerados pela Resolução no 1.918, de 
2015, como previstos, mas que, de acordo com a CEEE-GT, já possuíam Termo de Liberação emitido pelo ONS,

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solicitando reconhecimento da entrada em operação comercial desses reforços e o cálculo do adicional de RAP 
correspondente para aqueles que foram autorizados sem o estabelecimento prévio de RAP. 
37. 
Segundo a SGT, para o caso dos reforços autorizados sem o estabelecimento prévio de RAP, a 
Transmissora tem razão em sua alegação. O mesmo não se aplica aos reforços autorizados por Resoluções 
Específicas, haja vista os Termos de Liberação terem sido emitidos em data posterior ao limite (10 de maio de 2015) 
estabelecido para envio das informações que seriam analisadas no âmbito do processo de reajuste referente ao ciclo 
2015-2016. De acordo com a Superintendência, a entrada em operação comercial desses reforços será considerada 
no reajuste do ciclo 2016-2017. 
Pedido de Reconsideração interposto pela CTEEP  
38. 
A CTEEP afirmou não ter recebido PA referente à SE Scharlau 230/138 kV de R$ 313.183,68, a 
preços de junho de 2013, reconhecida pelo Despacho no 1.783/2014. A SGT avaliou os argumentos e atestou como 
procedente o pleito da Concessionaria, que, portanto deve ser acolhido. 
39. 
A Transmissora requereu o repasse de diferenças nos valores de PA Apuração homologada pela 
Resolução Homologatória no 1.918/2015, referente às instalações classificadas como DIT Compartilhada. 
40. 
A SGT informou que encontrara, de fato, alguns equívocos os quais foram corrigidos, porém, com 
valores diferentes dos apontados pela CTEEP. O pleito deve, portanto, ser parcialmente deferido. 
41. 
A CTEEP também solicitou considerar a RAP e a PA referente às melhorias realizadas cuja data de 
previsão para entrada em operação comercial é anterior a 1º de janeiro de 2013. A SGT recomendou o indeferimento 
do pleito, pois a Resolução Normativa no 643/2014 estabelece que serão consideradas no reajuste anual de RAP a 
vigorar a partir de 1º de julho de 2015 apenas as melhorias com previsão de entrada em operação a partir de 1º de 
janeiro de 2013 e que tenham entrado em operação comercial entre 1º de janeiro e 31 de dezembro de 2013. 
42. 
Sobre o pedido de ajustes nos valores dos reforços autorizados sem receita prévia estabelecida pela 
ANEEL a SGT recomendou o deferimento dos referentes à substituição de uma bobina de bloqueio no módulo de 
entrada da LT 440 kV Ilha Solteira – Mirassol C1 e à substituição dos TC e o indeferimento dos pleitos relativos aos 
custos com obras civis e aos suportes das chaves seccionadoras. 
43. 
A Superintendência, com base na Nota Técnica no 440/2015-SCT/ANEEL, recomendou deferir 
recalculo da parcela adicional de RAP relativo à implantação de estrutura de derivação na LT 138 kV São Sebastião

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– Caraguatatuba e à implantação de estrutura de derivação na LT 138 kV Jales – Votuporanga II, considerando o 
investimento informado, bem como o referente a substituição de 4 chaves seccionadoras, 3 TC e dos cabos e 
conexões da LT 138 kV Bauru (CTEEP) – Bauru (CPFL) C1, considerando 3 chaves sem lâmina de terra e 1 chave 
com lâmina de terra, com custos com obras civis baseados no Banco de Preços de Referência ANEEL. 
44. 
A CTEEP sustentou ter sofrido impacto de R$ 5.933.232,34, a preços de junho de 2015, em razão de 
repasse à Eletrobrás de valores referentes a CCC, CDE e Proinfa, de responsabilidade dos consumidores livres 
conectados à Rede Básica, no período de julho de 2010 a maio de 2015. A SGT, no Memorando no 414/2015-
SGT/ANEEL, de 12 de novembro de 2015, solicitou à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – 
SFF informação a respeito. Caso se confirme, a SGT dará o tratamento no reajuste subsequente ao recebimento da 
informação, no âmbito do Processo no 48500.003132/2012-21. 
Pedido de Reconsideração interposto por FURNAS  
45. 
Furnas solicitou reconhecer a entrada em operação comercial dos reforços implantados na SE 
Adrianópolis (módulos MM26, MM27, MM28 e MM29) uma vez que o ONS emitiu o TL 343/D/6/2015 autorizando a 
entrada em operação comercial dessas instalações. A SGT recomendou indeferir o pleito esclarecendo que o 
tratamento dado pela ANEEL estava correto, pois o TL foi emitido em data posterior ao limite (10 de maio de 2015) 
estabelecido para envio das informações que seriam analisadas no âmbito do processo de reajuste referente ao ciclo 
2015-2016. 
46. 
Pela mesma razão deve ser indeferido o pleito de reconhecer a entrada em operação comercial, 
conforme TL emitido pelo ONS, com o consequente cálculo da parcela adicional de RAP e PA correspondentes para 
o reforço de substituição de 1 disjuntor e 2 chaves seccionadoras superadas no vão de interligação de barras da SE 
Mascarenhas de Moraes e para o reforço de troca de barramento nas entradas do VLT e conexão aos equipamentos 
de manobra dos vãos das LT 230 Mogi (CTEEP) – Mogi (Furnas) e das LT 230 kV São José dos Campos – Mogi das 
Cruzes, circuitos 1 e 2, na SE Mogi das Cruzes. 
47. 
Também deve ser rejeitado o pedido de parcela adicional de RAP referente ao reforço realizado por 
Furnas em um módulo de manobra da SE Mascarenhas de Moraes relativo a uma entrada de linha no vão Cássia I, 
pois o módulo de entrada de linha em que foi realizado o reforço era de propriedade da Cemig-D e a obra de 
responsabilidade da Distribuidora.

FL. 10 de 24 
48. 
Deve ser indeferido o pleito de cálculo de RAP referente aos reforços autorizados sem 
estabelecimento prévio de receita, em obras de substituição de Registradores de Perturbações – RDP que foram 
realizadas pela concessionária apesar de não constarem em atos autorizativos emitidos pela ANEEL. 
49. 
Sobre o pedido de parcela adicional de RAP para melhorias, concluídas entre 1o/1/2013 e 31/12/2013, 
não consideradas pela ANEEL em razão da data de previsão de implantação desses empreendimentos ser anterior a 
1º de janeiro de 2013, bem como melhorias que constam do PMI 2005 e PMI 2010-2013, a SGT recomendou indeferir 
afirmando que não cabe estabelecimento de parcela adicional de RAP, no reajuste do ciclo 2015-2016, para as 
melhorias cuja previsão para entrada em operação comercial era anterior a 2013 e nem para aquelas que não 
constavam nas resoluções autorizativas e nos planos de modernização destacados no art. 8º da Resolução Normativa 
no 643/2014.  
50. 
A SGT recomendou deferir pleitos para  
a) calcular parcelas adicionais de RAP referentes às melhorias na SE Brasília Geral e Rocha Leão 
em razão de terem previsão para entrada em operação comercial após 1º de janeiro de 2013, 
enquadrando-se, assim no exigido na Resolução Normativa no 643/2014; 
b) corrigir PA Apuração de Rede Básica do Contrato de Concessão no 6/2005, referente a junho/2014, 
desconsiderando R$ 99.636,12 referente à rubrica de receita “RBL Retroativo”. 
51. 
Segundo a SGT, deve ser parcialmente acolhido pleito referente a correção da PA Apuração de Rede 
Básica e PA Apuração de Rede Básica de Fronteira decorrente de reclassificação de Rede Básica para Rede Básica 
de Fronteira (ANGRA FUR-500/138 kV), no ciclo 2014-2015, do TR 138/138 kV ANGRA FUR TRD1 RJ e seus módulos 
de conexão, o que resulta aplicar as parcelas de ajuste Rede Básica de 21.743,71 e ANGRA FUR-500/138 kV, de -
21.743,71, a preço de junho/2015. 
Pedido de Reconsideração interposto pela CEMIG-GT  
52. 
A Cemig-GT solicitou considerar no estabelecimento da parcela adicional de RAP referente a reforços 
relacionados a instalações de novos equipamentos o percentual regulatório de 2,0% sobre o investimento referente à 
operação e manutenção das instalações. A SGT atestou que o pleito deve ser atendido, pois o percentual não foi 
considerado na RAP de tais equipamentos.

FL. 11 de 24 
53. 
A SGT recomendou deferir parcialmente o pedido de alteração das datas de entrada em operação 
comercial, de 24/6/2014 para 1o/3/2014, dos reforços autorizados, na SE São Gotardo 2, por meio da Resolução 
Autorizativa no 3.792/2012, reconhecendo a antecipação da entrada em operação comercial desses reforços com o 
consequente cálculo de Parcela de Ajuste.  
77. 
A Superintendência esclareceu que a Carta ONS-1146/100/2015 informara a alteração das datas 
referente ao reforço “MC 345 kV TR 500/345 kV SAO GOTARDO 2 TR3 MG”, de 24/6/2014 para 10/3/2014, e aos 
reforços “MC 345 kV TR 500/345 kV SAO GOTARDO 2 TR4 MG”, MG “500 kV SAO GOTARDO 2 MG1 MG” e IB 345 
kV MG 500 kV SAO GOTARDO 2 MG1 MG IB1, de 24/6/2014 para 2/5/2104. Isso implica adoção de adicional de PA 
Apuração de Rede Básica de R$ 468.370,95, a preços de junho de 2015, e não de R$ 774.802,98 conforme solicitado 
pela Transmissora. 
54. 
A SGT informou ainda que devem ser calculados parcela de RAP correspondente e da PA associada 
referente aos reforços associados à instalação, na SE Juiz de Fora 1, de um IB 138 kV e correspondente 
complementação de Módulo Geral, autorizados por meio da REA nº 2.970/2011, haja vista terem entrado em operação 
comercial, conforme Termos de Liberação 146/D/6/2014 e 287/D/7/2013. 
55. 
Deve também ser deferido pleito de correção do cálculo da PA referente à Suspensão de Pagamento 
Base de FT na SE Jaguara e SE Taquaril, em razão de inconsistências apontadas pela Cemig, e confirmadas pela 
SGT, que informou que o problema também ocorrera nos cálculos da Eletronorte e de Furnas, conforme Tabela 1 a 
seguir:  
Tabela 1 - Correção do cálculo da PA referente à Suspensão de Pagamento Base 
Transmissora 
Contrato 
Grupo 
Pagador 
Valor a ser devolvido Res 
1.918/15 (R$) ref. jun/15 
Valor a ser devolvido 
corrigido (R$) Ref. 
jun/2015 
Diferença 
(R$) Ref. 
jun/2015 
Cemig-GT 
006/1997 
Rede Básica 
-2.379.462,22 
-2.280.706,14 
98.756,08 
Eletronorte 
058/2001 
Rede Básica 
-2.468.625,54 
-2.126.557,95 
342.067,59 
Furnas 
062/2001 
Rede Básica 
-3.388.354,79 
-3.366.328,57 
22.026,22 
Fonte: Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/2/2016. 
 
56. 
Não deve ser acolhido pleito de cálculo da RAP referente a reforços autorizados sem receita prévia 
de substituição dos TC do vão de transferência 345 kV da SE Taquaril, cuja operação comercial foi autorizada pelo 
TLD 320/D/5/2015. Isso porque o TL foi emitido pelo ONS em data posterior ao limite (10 de maio de 2015) 
estabelecido para envio das informações que seriam analisadas no âmbito do processo de reajuste referente ao ciclo 
2015-2016.
Contrato  Grupo
Pagador  Valor a ser devolvido Res
1.918/15 (R$) ref. jun/15  Valor a ser devolvido
corrigido (R$) Ref.
jun/2015
006/1997  Rede Básica  -2.379.462,22  -2.280.706,14
058/2001  Rede Básica  -2.468.625,54  -2.126.557,95
062/2001  Rede Básica  -3.388.354,79  -3.366.328,57

FL. 12 de 24 
57. 
A SGT recomendou corrigir, na Resolução no 1.918, de 2015, o usuário do módulo LT 230 kV Nova 
Era 2 / Silicon C-1, classificado como DIT de Uso Exclusivo, haja vista que conforme o CCT-2014-095, o usuário é o 
consumidor livre Nova Era Silicon e não a Cemig-D. 
Pedido de Reconsideração interposto pela COPEL-GT  
58. 
A Concessionária sustentou ter havido equívoco no cálculo dos encargos de conexão de ICG para o 
ciclo 2015-2016 das centrais geradoras EOL Santa Maria, EOL Santa Helena e EOL Ventos de Santo Uriel, uma vez 
que o componente financeiro estabelecido na Resolução no 1.918, de 2015, foi considerado em duplicidade. A SGT 
confirmou tal fato, portanto, os encargos devem ser corrigidos. 
59. 
A SGT recomendou deferir parcialmente o pleito de parcelas adicionais de RAP referentes aos 
reforços nas SE Bateias, Ponta Grossa Norte e Umbará autorizados por meio das Resoluções nos 2.837/2011 e 
3.578/2012, que se encontravam em operação comercial. A SGT confirmou Termo de Liberação apenas para o reforço 
na SE Bateias. 
78. 
A Superintendência sugeriu rejeitar os pleitos 
a) de calcular parcelas adicionais de RAP referentes às melhorias previstas para entrar em operação 
comercial até 31/12/2012 e implantadas entre 1o/1/2013 e 31/12/2013, pois o art. 8o da Resolução 
Normativa no 643/2014 estabelece que serão consideradas no reajuste anual de RAP, a vigorar 
a partir de 1º de julho de 2015, as melhorias com previsão de entrada em operação a partir de 1º 
de janeiro de 2013 e que tenham entrado em operação comercial entre 1º de janeiro e 31 de 
dezembro de 2013. 
b) de alterar os MUST considerados no cálculo dos encargos de conexão de ICG para o ciclo 2015-
2016 das centrais de geração EOL Nova Euros IV, EOL Asa Branca I, EOL Asa Branca II, EOL 
Asa Branca III, EOL Santa Maria, EOL Santa Helena e EOL Ventos de Santo Uriel, pois não foram 
consideradas mudanças posteriores nas características técnicas dessas usinas. A SGT 
esclareceu que para o cálculo dos Encargos de Conexão de ICG associados às centrais de 
geração, considerou-se como máximas potências injetáveis, o maior valor entre o montante de 
uso contratado no CUST e a potência declarada pela central de geração na chamada pública, no 
caso de novas ICG, ou a potência considerada na Resolução que autoriza reforços para a 
ampliação de ICG existentes. 
c) de calcular o passivo financeiro a ser pago pelas EOLs Santa Maria, Santa Helena e Ventos de 
Santo Uriel considerado nos encargos de conexão da ICG João Câmara III, considerando o

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período de 24/11/2014 até 30/6/2015, pois o Despacho ANEEL no 584, de 3 de março de 2015, 
atestava que as instalações da ICG foram disponibilizadas para os usuários somente em 
24/11/2014. A SGT esclareceu que no cálculo desse passivo, foi utilizada a data de 13/10/2014 
como a de entrada em operação comercial das instalações de transmissão da ICG, conforme 
consta nos Termos de Liberação encaminhados pelo ONS na Carta ONS no 1591/100/2014, de 
15 de outubro de 2014, 
Pedido de Reconsideração interposto pela ELETROSUL  
60. 
A SGT recomendou acatar pleito da Eletrosul no qual é informado que os módulos de entrada de linha 
em 230 kV da LT Foz do Chopim / S. Osório C-1, da LT S. Osório / Cascavel C-1, ambos na SE Salto Osório e o 
módulo de entrada de linha em 230 kV da LT Ibipora / Londrina ESU C-1, na SE Londrina ESU foram, por meio da 
Resolução no 1.559, de 2013, equivocadamente incluídos na base de ativos da Copel-GT. Segundo a Concessionária  
as instalações são de propriedade da Eletrosul, pois constam no Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão 
57/2001- ANEEL. 
61. 
Também deve ser acolhido pleito de reconhecimento de parcela de RAP em favor da Eletrosul, 
referente à substituição do disjuntor do módulo de entrada de linha da LT 230 kV Cascavel – Salto Osório C1, na SE 
Salto Osório, a qual aparece no Anexo X da Nota Técnica no 159/2015-SGT/ANEEL como devida à Copel-GT embora 
tenha sido incluída na planilha de cálculo de adicional de RAP da Eletrosul.  
62. 
Segundo a SGT merecem provimento os seguintes pleitos: 
a) calcular parcela de RAP associada à substituição do banco de baterias da SE Salto Osório, no 
qual foi considerado apenas um banco quando deveriam ter sido considerados dois.  
b) estabelecer adicional de RAP referente à melhoria de substituição de para-raios do módulo de 
entrada de linha 230 kV da LT S. Ângelo – Santa Rosa C1, na SE Santo Ângelo, que não foi 
considerada na Resolução no 1.918/2015. A SGT explica que tal melhoria estava descrita no PMI 
2013-2016 e obedeceu aos critérios apontados na Resolução Normativa no 643/2014; 
c) estabelecer parcela adicional de RAP referente à substituição de banco de baterias, na SE Areia, 
o qual não foi considerado na Resolução no 1.918, de 2015; 
d) calcular parcela adicional de RAP referente à substituição de para-raios 230 kV para a entrada 
de linha da LT Palhoça – Blumenau C1, na SE Palhoça, a qual foi equivocadamente associada 
ao módulo EL 138 kV PALHOCA ESU LT 138 kV PALHOCA CSC /PALHOCA ESU C-1 SC

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quando deveria ter sido associada ao módulo EL 230 kV PALHOCA ESU LT 230 kV BLUMENAU 
/PALHOCA ESU C-1 SC.  
e) corrigir a parcela de RAP referente à substituição de TC 230 kV do módulo de conexão do TF1 
da SE Blumenau. A SGT esclareceu que a parcela de RAP foi equivocadamente associada ao 
módulo MC 138 kV TR 230/138 kV BLUMENAU TR1 SC quando deveria ter sido associada ao 
módulo MC 230 kV TR 230/138 kV BLUMENAU TR1 SC. 
63. 
A SGT recomendou deferir parcialmente pedido de parcela adicional de RAP referente à 
recapacitação da proteção da LT 230 kV Londrina – Apucarana C1 nas entradas de linha das SE Londrina e 
Apucarana, conforme previsto no PMI 2012 – 2015. A Superintendência esclareceu que somente o módulo de entrada 
de linha na SE Londrina era de propriedade da Eletrosul. 
64. 
Não deve ser acolhido requerimento para alterar para “Em operação comercial” a situação instalações 
listadas pela Concessionária como módulos existentes e em operação comercial, que na planilha “Lista de Módulos” 
do Anexo X da Nota Técnica no 159/2015-SGT/ANEEL constam como “Reforço em execução”. A SGT justificou que 
nas instalações apresentadas pela Eletrosul, apesar de módulos existentes, foram autorizados reforços posteriores 
que ainda se encontram em andamento, o que caracterizava a situação “Reforço em execução”. 
Pedido de Reconsideração interposto pela CHESF  
65. 
A Chesf alegou divergência no valor da parcela adicional de RAP referente à substituição do capacitor 
BC 69 kV 20,3 Mvar JARDIM SE BC2 SE disponível na planilha de cálculo, anexa à Nota Técnica no 166/2015-
SCT/ANEEL, e no Anexo XI na Nota Técnica no 159/2015-SGT/ANEEL, e solicitou a correção da correspondente RAP 
de R$ 205.860,58 para R$ 206.045,47, ambos a preço de junho de 2014. A SGT afirmou que os valores apresentados 
pela Chesf estavam corretos, portanto devem ser acatados. 
66. 
A SGT também recomendou acolher os pleitos referentes a três obras de reforços nas SE Mossoró 
II, Tacaimbó e Paulo Afonso III, que embora constem na planilha de cálculo anexa à Nota Técnica no 166/2015-
SCT/ANEEL, não foram reconhecidas pela Resolução no 1.918/2015. 
67. 
A Concessionária sustentou que a parcela adicional de receita associada ao reforço no Módulo Geral 
da SE Tauá II, autorizado pela Resolução no 2.376/2010, Contrato de Concessão 7/2005, foi reajustada 
incorretamente, uma vez que o índice monetário utilizado no reajuste foi o IPCA quando deveria ter sido utilizado o 
IGP-M. A SGT informou que a Transmissora estava correta, portanto a correção solicitada deve ser realizada.

FL. 15 de 24 
68. 
A SGT informou estar correto o pedido para incluir as EOLs Macambira I, Macambira II, Calango 6, 
Santana I e Santana II no rateio dos Encargos Anuais de Conexão referente ao custeio da ICG Lagoa Nova II após a 
entrada em operação comercial dos reforços autorizados por meio da Resolução no 4.876/2014. 
69. 
Segundo a SGT, deve ser parcialmente deferido o pleito referente à data de entrada em operação 
comercial do reforço da recapacitação de 115,5 km da LT 230 kV Angelim – Ribeirão C-1, autorizado por meio da 
Resolução no 2.823/2011, cuja operação comercial, segundo a Concessionária, ocorrera em 15/5/2014.  A 
Superintendência informou que o reforço não teve a data de entrada em operação comercial homologada na 
Resolução no 1.918/2015, porém esclareceu que, de acordo com o TL 052/D/1/2015, encaminhado pelo ONS por 
meio da Carta ONS no 132/100/2015, de 29/1/2015, o reforço entrara em operação comercial em 21/1/2015, e não 
em 15/05/2014 como alegado pela Chesf. 
70. 
Segundo a Superintendência, devem ser rejeitados os seguintes pedidos: 
a) considerar vida útil residual nula para essa família específica de TC substituídos na melhoria 
referente a substituição de TC 500 kV do Tipo AKOF em vários módulos de manobra da 
concessionária, na qual foi descontada a parcela correspondente ao percentual de vida útil 
remanescente desses equipamentos quando comparada à vida útil regulatória. Segundo a SGT, 
conforme disposto no Submódulo 9.7 do PRORET, no cálculo de parcela de RAP referente à 
substituição de equipamentos classificada como melhoria deverá ser observada a vida útil 
remanescente dos equipamentos substituídos; 
b) estabelecer parcela adicional de RAP referente à substituição da chave seccionadora em 69 kV 
32V3-6, na SE Matatu, que, segundo a Chesf, teve a entrada em operação comercial autorizada 
pelo TL 042/P/5/2014. A SGT informou que o TL apresentado pela Concessionária não possuía 
a descrição do reforço informado pela Transmissora; 
c) estabelecer parcela adicional de RAP referente à instalação de dois módulos de entrada de linha 
em 230 kV, na SE Suape II, destinadas ao atendimento da Refinaria Abreu e Lima, que de acordo 
com a Transmissora, tiveram a operação comercial autoriza pelos TL 506/D/7/2015 e 
507/D/7/2015, emitidos em julho de 2015. A SGT asseverou que os termos de liberação 
referentes aos reforços foram emitidos em julho de 2015, após a emissão da Resolução no 
1.918/2015. Portanto, a Concessionária deve informar a entrada em operação comercial dessas 
instalações quando forem solicitadas as informações para o reajuste de RAP do Ciclo 2016-2017;

FL. 16 de 24 
d) calcular parcelas de RAP e PA de diversas melhorias com entrada em operação comercial 
prevista nas Resoluções nos 2.040/2009 e 2.376/2010, a partir de 1º de janeiro de 2013. A SGT 
informou que parte das melhorias apresentadas pela Transmissora, embora tivessem entrada em 
operação comercial prevista a partir de 1º de janeiro de 2013, entraram em operação comercial 
apenas em 2014, e que para esses casos, a avaliação e eventual estabelecimento de parcela 
adicional de RAP deverá ser realizada no reajuste de RAP do ciclo 2016-2017. Para as melhorias 
que entraram em operação comercial entre 1º de janeiro e 31 de dezembro de 2013, a SGT 
informou que a Concessionária encaminhara essas enquadradas como reforços e não 
apresentara as datas de entrada em operação comercial dos módulos em que foram realizadas 
as respectivas melhorias, informação necessária para o cálculo da parcela adicional de RAP; 
e) retificar a RAP homologada pela Resolução no 1.901/2015 referente aos Contratos de Concessão 
17/2009 e 18/2009, pois a revisão tarifária considerou a referência de preços da receita 
reposicionada em 1o de junho de 2015, com IPCA para maio/2015 de previsto de 0,55%, em vez 
do realizado, de 0,74%. Tal assunto deve ser abordado no processo que instruiu a revisão 
tarifária; 
f) reduzir para R$ 1.050.303,62 a Parcela de Ajuste, de R$ 2.285.559,77, a preços de junho de 
2015, homologada pela Resolução no 1.918, de 2015, a ser devolvida pela Concessionária devido 
ao cancelamento do TL 056/P/2/2014, que autorizou a entrada em operação comercial do 
compensador estático da SE Extremoz II na data de 17/2/2014. A SGT esclareceu que na 
Resolução no 1.756/2014, foi considerado, para o cálculo da PA Apuração da Chesf, que as 
instalações de transmissão associadas ao compensador estático da SE Extremoz II entraram em 
operação comercial em 17/2/2014, conforme informações constantes no TL 056/P/2/2014, cujo 
cancelamento não foi considerado pela ANEEL. Dessa forma na PA Apuração homologada nessa 
Resolução estava inclusa, indevidamente, o adicional RAP associado ao compensador estático 
a partir de 17/2/2014; 
g) reconhecer PA de R$ 186.122,98, a preços de junho de 2015, devido à alteração da data de 
entrada em operação comercial associado a instalação, na SE Mossoró II, de um reator de barra 
trifásico 230 kV de 20 Mvar e respectivo módulo de conexão, autorizado por meio da Resolução 
no 3.620/2012. A SGT informou que a entrada em operação comercial dessa instalação foi 
homologada pela Resolução no 1.918/2015, considerando a alteração estabelecida pela Carta 
ONS nº 1147/100/2014. Dessa forma, a data considerada no cálculo da PA Apuração foi 
26/5/2014;

FL. 17 de 24 
h) corrigir a PA referente à suspensão de pagamento base das FT BC 13,8 kV 3,6 MVAr MOSSORO 
II BC1 RN e FT CS 30/-15 MVAr B.JESUS LAPA CS1 BA, pois, apenas o compensador síncrono 
esteve indisponível. A SGT esclareceu que o assunto foi tratado no âmbito do Processo 
48500.002158/2014-13, instruído pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de 
Eletricidade – SFE, e o resultado da análise realizada pela SFE foi informado à SGT por meio do 
Memorando no 14/2015-SFE/ANEEL. No processo de reajuste das RAP, foi calculada a PA a ser 
devolvida pela Concessionária conforme as indisponibilidades informadas pela fiscalização.  
i) considerar 
o 
Custo 
Anual 
das 
Instalações 
Móveis 
e 
Imóveis 
– 
CAIMI 
de  
R$ 65.654.844,85, conforme consta no Memorando no 418/2014-SRE/ANEEL, de 13 de agosto 
de 2014. Segundo a SGT, o valor referente ao CAIMI foi incluído na RAP da Chesf e o valor 
retroativo incluído na PA Outros Ajustes, totalizando o montante de R$ 65.654.844,85 
mencionado. 
Pedido de Reconsideração interposto pela DUKE ENERGY  
71. 
Deve ser indeferido o pleito da Duke Energy para desconsiderar de seus encargos de conexão a 
parcela de RAP associada a um módulo de entrada de linha referente ao alimentador no 16 da SE Capivara, sob 
responsabilidade da CTEEP, em razão da desativação deste módulo. Segundo a SGT, esse módulo ainda encontra-
se listado no CCT assinado entre a Duke Energy e a CTEEP, de modo que não se pode realizar a alteração solicitada 
pelo agente. A Superintendência acrescentou que após a adequação do CCT, a Duke Energy deve solicitar novamente 
esta alteração à ANEEL informando, inclusive, a data de desativação do módulo. 
Pedido de Reconsideração interposto pela OER MINEIROS  
72. 
A OER Mineiros Energia solicitou a revisão do encargo de conexão de ICG homologado pela 
Resolução no 1.918/2015 de modo a considerar a posição correta da UTE Água Emendada, haja vista que o 
homologado pela Resolução no 1.918/2015 para a Usina foi calculado sem considerar que a localização original foi 
alterada pelo Despacho no 2.050/2010 - a conexão da UTE Água Emendada ao SIN foi alterada da SE Mineiros para 
a SE Jataí. A SGT confirmou os fatos relatados, que, portanto, devem ser deferidos. 
Pedido de Reconsideração interposto pela MSG  
73. 
A SGT confirmou o argumento de que o rateio da RAP pelas instalações de transmissão outorgadas 
para a MSG estava em desacordo com o que foi estabelecido no Contrato de Concessão 1/2014. Diante disso, as 
correções solicitadas pela Transmissora devem ser efetuadas.

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74. 
O Quadro 2 apresenta resultado da analise realizada pela SGT dos pedidos interpostos pelos 
Agentes, nos termos propostos na Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL, sintetizada neste Voto. 
Transmissora 
Pedido do recurso 
Voto 
EBTE, 
ETEP, 
EATE, 
LUMITRANS, 
ETSE, 
ESDE, 
STC, 
ERTE, 
ENTE, 
ECTE, 
BRASNORTE e TAESA. 
Recebimento dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão - EUST 
referentes ao agente UHE Pimental Belo Monte. 
Indeferir 
ESDE 
Alteração do valor da RAP 
Indeferir 
STC 
Alteração da metodologia de atualização da PA. 
Indeferir 
TAESA 
Solicitação de RAP para reforço autorizado sem RAP prévia. 
Indeferir 
BRASNORTE 
Solicitação de RAP referente a melhorias. 
Indeferir 
BRILHANTE 
Alteração do repasse das garantias financeiras executadas em desfavor 
dos agentes de geração que se negaram a celebrar os contratos de 
conexão aos usuários da ICG Rio Brilhante. 
Indeferir 
BRILHANTE, PEDRAS E 
COQUEIROS. 
Alteração no cálculo da revisão periódica da RAP, homologado pela REH 
nº 1.892/2015. 
Indeferir 
ETES 
Alteração no valor da PA Apuração. 
Indeferir 
IMTE 
Alteração no valor da PA Apuração. 
Indeferir 
IE MADEIRA 
Alteração no valor da PA Apuração. 
Deferir 
ETN 
Alteração no valor da PA Apuração (REA3738/2012). 
Deferir 
Considerar a Central Eólica Morro dos Ventos II no rateio constante no 
Anexo VII da REH nº 1.918/2015. 
Deferir 
Considerar as Centrais Eólicas Santa Mônica, Santa Úrsula, Santo Dimas, 
São Benedito, São Domingos e São Martinho, no rateio constante no 
Anexo VII da REH nº 1.918/2015. (REA 4443/2013) 
Deferir 
CEEE-GT 
Alteração do valor da PA Qualidade DIT. 
Deferir 
Alteração da RAP de instalações (REA nº 1.814/2009) na SE Camaquã. 
Indeferir 
Alteração da RAP de instalações (REA nº 1.814/2009) na SE Farroupilha 
1. 
Indeferir 
Reconhecimento de entrada em operação de instalações na SE Guarita. 
Indeferir 
Reconhecimento de entrada em operação de instalações na SE 
Livramento 2. 
Deferir 
Estabelecimento de RAP para instalação (REA 2040/2009) na SE Quinta. 
Deferir 
parcialmente 
Reconhecimento de entrada em operação de instalações na SE 
Presidente Médici. 
Indeferir 
Reconhecimento de entrada em operação de diversos reforços. 
Deferir 
parcialmente 
CTEEP 
Reconhecimento da PA da SE Scharlau 230/138 kV 
Deferir 
Alteração no valor da PA Apuração de DIT Compartilhada. 
Deferir 
parcialmente 
Solicitação de RAP referente a melhorias. 
Indeferir 
Ajuste nos valores de reforços autorizados sem RAP prévia 
Deferir 
parcialmente 
Solicitação reconhecimento de impacto decorrente de valores à repasse à 
Eletrobrás. 
Aguardando 
informações 
FURNAS 
Solicitação de RAP para reforço autorizado sem RAP prévia (SE 
Adrianópolis e SE Mascarenhas de Moraes). 
Indeferir 
Solicitação de RAP para reforço autorizado sem RAP prévia (substituição 
de RDP) 
Indeferir
Transmissora  Pedido do recurso  Voto
EBTE, ETEP, EATE,
LUMITRANS, ETSE,
ESDE, STC, ERTE,
ENTE, ECTE,
BRASNORTE e TAESA.  Recebimento dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão - EUST
referentes ao agente UHE Pimental Belo Monte.  Indeferir
ESDE  Alteração do valor da RAP  Indeferir
STC  Alteração da metodologia de atualização da PA.  Indeferir
TAESA  Solicitação de RAP para reforço autorizado sem RAP prévia.  Indeferir
BRASNORTE  Solicitação de RAP referente a melhorias.  Indeferir
BRILHANTE  Alteração do repasse das garantias financeiras executadas em desfavor
dos agentes de geração que se negaram a celebrar os contratos de
conexão aos usuários da ICG Rio Brilhante.  Indeferir
BRILHANTE, PEDRAS E
COQUEIROS.  Alteração no cálculo da revisão periódica da RAP, homologado pela REH
nº 1.892/2015.  Indeferir
ETES  Alteração no valor da PA Apuração.  Indeferir
IMTE  Alteração no valor da PA Apuração.  Indeferir
IE MADEIRA  Alteração no valor da PA Apuração.  Deferir
ETN  Alteração no valor da PA Apuração (REA3738/2012).  Deferir
  Considerar a Central Eólica Morro dos Ventos II no rateio constante no
Anexo VII da REH nº 1.918/2015.  Deferir
  Considerar as Centrais Eólicas Santa Mônica, Santa Úrsula, Santo Dimas,
São Benedito, São Domingos e São Martinho, no rateio constante no
Anexo VII da REH nº 1.918/2015. (REA 4443/2013)  Deferir
CEEE-GT  Alteração do valor da PA Qualidade DIT.  Deferir
  Alteração da RAP de instalações (REA nº 1.814/2009) na SE Camaquã.  Indeferir
  Alteração da RAP de instalações (REA nº 1.814/2009) na SE Farroupilha
1.  Indeferir
  Reconhecimento de entrada em operação de instalações na SE Guarita.  Indeferir
  Reconhecimento de entrada em operação de instalações na SE
Livramento 2.  Deferir
  Estabelecimento de RAP para instalação (REA 2040/2009) na SE Quinta.  Deferir
parcialmente
  Reconhecimento de entrada em operação de instalações na SE
Presidente Médici.  Indeferir
  Reconhecimento de entrada em operação de diversos reforços.  Deferir
parcialmente
CTEEP  Reconhecimento da PA da SE Scharlau 230/138 kV  Deferir
  Alteração no valor da PA Apuração de DIT Compartilhada.  Deferir
parcialmente
  Solicitação de RAP referente a melhorias.  Indeferir
  Ajuste nos valores de reforços autorizados sem RAP prévia  Deferir
parcialmente
  Solicitação reconhecimento de impacto decorrente de valores à repasse à
Eletrobrás.  Aguardando
informações
FURNAS  Solicitação de RAP para reforço autorizado sem RAP prévia (SE
Adrianópolis e SE Mascarenhas de Moraes).  Indeferir
  Solicitação de RAP para reforço autorizado sem RAP prévia (substituição
de RDP)  Indeferir

FL. 19 de 24 
Transmissora 
Pedido do recurso 
Voto 
Reconhecimento de entrada em operação de instalações na SE 
Mascarenhas de Moraes e SE Mogi das Cruzes. 
Indeferir 
Solicitação de RAP referente a diversas melhorias. 
Indeferir 
Solicitação de RAP referente a melhorias na SE Rocha Leão e SE Brasília. 
Deferir 
Alteração no valor da PA Apuração referente ao Contrato de Concessão 
nº 006/2005. 
Deferir 
Alteração no valor da PA Apuração referente ao Contrato de Concessão 
nº 062/2001. 
Deferir 
parcialmente 
CEMIG-GT 
Inclusão de O&M na RAP de reforços estabelecidos sem RAP prévia. 
Deferir 
Alteração da PA referente à RAP retroativa da SE São Gotardo 2 (REA 
3.792/2012). 
Deferir 
parcialmente 
Alteração na PA Outros Ajustes (Suspensão de Pagamento Base). 
Deferir 
Solicitação de RAP dos reforços implementados na SE Juiz de Fora 1 
(REA nº 2.970/2011). 
Deferir 
Solicitação de RAP para instalações na SE Taquaril. 
Indeferir 
Solicitação de Retificação da Classificação do Usuário do Módulo LT 230 
kV Nova Era 2 / Silicon MG. 
Deferir 
COPEL-GT 
Solicitação de RAP referente a melhorias. 
Indeferir 
Solicitação de RAP referente aos reforços na SE Bateias, SE Ponta 
Grossa Norte e SE Umbará (REA 2837/2011 e REA 3878/2012). 
Deferir 
parcialmente 
Alteração no MUST considerado para o rateio dos encargos de conexão 
da ICG João Câmara III. 
Indeferir 
Alteração no período considerado no cálculo da PA referente à entrada de 
novos acessantes na ICG João Câmara III. 
Indeferir 
Alteração da PA das centrais de geração EOL Santa Maria, EOL Santa 
Helena e EOL Ventos do Santo Uriel. 
Deferir 
ELETROSUL 
Correção do responsável por módulos de EL na SE Salto Osório e SE 
Londrina SEU. 
Deferir 
Solicitação de RAP referente a melhorias. 
Deferir 
parcialmente 
Correção de associação de parcela adicional de RAP (Para-raios 230 kV 
na SE Palhoça e TC 230 kV na SE Blumenau). 
Deferir 
Alteração da situação de diversos módulos que estão como em “Reforço 
em execução” para “Em operação comercial”. 
Indeferir 
CHESF 
Alteração no valor da RAP referente à substituição do capacitor BC 69 kV 
20,3 Mvar JARDIM SE BC2 SE 
Deferir 
Alteração nos Descontos de Vida Útil remanescente no estabelecimento 
da RAP referente a melhorias 
Indeferir 
Solicitação de RAP para reforços com TL não identificado. 
Indeferir 
Solicitação de RAP referente a melhorias enquadradas no Art. 8º da REN 
nº 643/2014. 
Indeferir 
Solicitação de RAP calculadas e não apresentadas na Lista de Módulos. 
Deferir 
Alteração da RAP dos Contratos de Concessão nº 017/2009 e nº 018/2009 
que passaram por Revisão Tarifária (REH nº 1.901/2015). 
Indeferir 
Alteração na RAP referente ao reforço no MG da SE Tauá II (REA 
2376/2010) – Contrato de concessão nº 007/2005. 
Deferir 
Reconhecimento da entrada em operação comercial do reforço referente 
à recapacitação de 115,5 km da LT 230 kV Angelim – Ribeirão C-1 (REA 
2.823/2011) – Contrato de concessão nº 061/2001. 
Deferir 
Alteração da PA Outros Ajustes – Contrato de concessão nº 019/2010. 
Indeferir 
Alteração da PA Outros Ajustes – Contrato de concessão nº 061/2001. 
Indeferir 
Alteração do valor referente à Suspensão de Pagamentos Base. 
Indeferir
Transmissora  Pedido do recurso  Voto
  Reconhecimento de entrada em operação de instalações na SE
Mascarenhas de Moraes e SE Mogi das Cruzes.  Indeferir
  Solicitação de RAP referente a diversas melhorias.  Indeferir
  Solicitação de RAP referente a melhorias na SE Rocha Leão e SE Brasília.  Deferir
  Alteração no valor da PA Apuração referente ao Contrato de Concessão
nº 006/2005.  Deferir
  Alteração no valor da PA Apuração referente ao Contrato de Concessão
nº 062/2001.  Deferir
parcialmente
CEMIG-GT  Inclusão de O&M na RAP de reforços estabelecidos sem RAP prévia.  Deferir
  Alteração da PA referente à RAP retroativa da SE São Gotardo 2 (REA
3.792/2012).  Deferir
parcialmente
  Alteração na PA Outros Ajustes (Suspensão de Pagamento Base).  Deferir
  Solicitação de RAP dos reforços implementados na SE Juiz de Fora 1
(REA nº 2.970/2011).  Deferir
  Solicitação de RAP para instalações na SE Taquaril.  Indeferir
  Solicitação de Retificação da Classificação do Usuário do Módulo LT 230
kV Nova Era 2 / Silicon MG.  Deferir
COPEL-GT  Solicitação de RAP referente a melhorias.  Indeferir
  Solicitação de RAP referente aos reforços na SE Bateias, SE Ponta
Grossa Norte e SE Umbará (REA 2837/2011 e REA 3878/2012).  Deferir
parcialmente
  Alteração no MUST considerado para o rateio dos encargos de conexão
da ICG João Câmara III.  Indeferir
  Alteração no período considerado no cálculo da PA referente à entrada de
novos acessantes na ICG João Câmara III.  Indeferir
  Alteração da PA das centrais de geração EOL Santa Maria, EOL Santa
Helena e EOL Ventos do Santo Uriel.  Deferir
ELETROSUL  Correção do responsável por módulos de EL na SE Salto Osório e SE
Londrina SEU.  Deferir
  Solicitação de RAP referente a melhorias.  Deferir
parcialmente
  Correção de associação de parcela adicional de RAP (Para-raios 230 kV
na SE Palhoça e TC 230 kV na SE Blumenau).  Deferir
  Alteração da situação de diversos módulos que estão como em “Reforço
em execução” para “Em operação comercial”.  Indeferir
CHESF  Alteração no valor da RAP referente à substituição do capacitor BC 69 kV
20,3 Mvar JARDIM SE BC2 SE  Deferir
  Alteração nos Descontos de Vida Útil remanescente no estabelecimento
da RAP referente a melhorias  Indeferir
  Solicitação de RAP para reforços com TL não identificado.  Indeferir
  Solicitação de RAP referente a melhorias enquadradas no Art. 8º da REN
nº 643/2014.  Indeferir
  Solicitação de RAP calculadas e não apresentadas na Lista de Módulos.  Deferir
  Alteração da RAP dos Contratos de Concessão nº 017/2009 e nº 018/2009
que passaram por Revisão Tarifária (REH nº 1.901/2015).  Indeferir
  Alteração na RAP referente ao reforço no MG da SE Tauá II (REA
2376/2010) – Contrato de concessão nº 007/2005.  Deferir
  Reconhecimento da entrada em operação comercial do reforço referente
à recapacitação de 115,5 km da LT 230 kV Angelim – Ribeirão C-1 (REA
2.823/2011) – Contrato de concessão nº 061/2001.  Deferir
  Alteração da PA Outros Ajustes – Contrato de concessão nº 019/2010.  Indeferir
  Alteração da PA Outros Ajustes – Contrato de concessão nº 061/2001.  Indeferir
  Alteração do valor referente à Suspensão de Pagamentos Base.  Indeferir

FL. 20 de 24 
Transmissora 
Pedido do recurso 
Voto 
Solicitação de inclusão de CAIMI na RAP. 
Indeferir 
Considerar as Centrais Eólicas Macambira I e II, Calango 6 e Santana I e 
II no rateio dos Encargos de Conexão referente ao custeio da ICG Lagoa 
Nova I (REA 4.876/2014). 
Deferir 
DUKY ENERGY 
Solicita que seja desconsiderada de seus encargos de conexão a RAP 
associada a uma EL desativada da SE Capivara, sob responsabilidade da 
CTEEP. 
Indeferir 
OER MINEIROS 
Correção do encargo de conexão de ICG para a UTE Água Emendada. 
Deferir 
Quadro 2: Resultado da analise dos Pedidos de Reconsideração interpostos pelas Concessionárias 
Fonte: Elaboração própria com base na Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL. 
 
CORREÇÕES DIVERSAS 
75. 
A SGT propôs ajustar, de ofício, questões referentes ao efeito Retroativo da Revisão Periódica de 
Receitas Autorizadas – TSP, associadas ao Contrato de Concessão 24/2009, bem como correções e ajustes nos 
cálculos referentes às concessionárias CTEEP (Contrato de concessão 59/2001), Eletronorte (Contrato de Concessão 
58/2001), Furnas (Contrato de Concessão 62/2001), Costa Oeste (Contrato de Concessão 1/2012), Chesf (Contrato 
de Concessão 61/2001), Celg-GT (Contrato de Concessão 63/2001), CEEE-GT (Contrato de Concessão 55/2001) e 
Copel-GT (Contrato de Concessão 60/2001). 
76. 
Tais ajustes estão justificados nos itens 215 a 232 da Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL, e devem 
ser acolhidas por este Colegiado. A SGT identificou ainda a necessidade de ajustes decorrentes de petições 
interpostas pela CEAL e pela MSG. 
77. 
Segundo a SGT, a CEAL informou, por meio da petição de referência CTA – DR no 054/20151, a 
necessidade de excluir as parcelas adicionais de RAP da Chesf associadas aos ativos instalados na SE Zebu 
desativados devido à entrada em operação comercial das novas instalações de transmissão nessa Subestação, 
outorgadas por meio do Contrato de Concessão 17/2009. 
78. 
A SGT confirmou essa necessidade haja vista que, por meio do Memorando no 196/2015-
SCT/ANEEL, de 23 de julho de 2015, a SCT informara a necessidade de se considerar na Resolução no 1.918/2015 
a desativação dos ativos instalados na SE Zebu pertencentes à Chesf, Contrato de Concessão 61/2001, e tendo como 
usuária a CEAL, em razão da entrada em operação comercial das novas instalações na SE Zebu. Acrescentou que 
as novas instalações na SE Zebu entraram em operação comercial em 21/8/2012, de acordo com os TL encaminhados 
pelo ONS por meio da Carta ONS 1157/100/2012. 
                                                     
1 SIC: 48513.019742/2015-00.
Transmissora  Pedido do recurso  Voto
  Solicitação de inclusão de CAIMI na RAP.  Indeferir
  Considerar as Centrais Eólicas Macambira I e II, Calango 6 e Santana I e
II no rateio dos Encargos de Conexão referente ao custeio da ICG Lagoa
Nova I (REA 4.876/2014).  Deferir
DUKY ENERGY  Solicita que seja desconsiderada de seus encargos de conexão a RAP
associada a uma EL desativada da SE Capivara, sob responsabilidade da
CTEEP.  Indeferir
OER MINEIROS  Correção do encargo de conexão de ICG para a UTE Água Emendada.  Deferir

FL. 21 de 24 
79. 
A MSG, por meio de petição de referência MSG.E.P.219.20152 , informou que o rateio da RAP 
pelas instalações de transmissão outorgadas para a MSG estava em desacordo com o que foi estabelecido no 
Contrato de Concessão 1/2014, o que foi confirmado pela SGT. Diante disso, as inconsistências apontadas pela 
Transmissora devem ser corrigidas. 
80. 
Dessa forma, além das alterações resultantes da análise dos Pedidos de Reconsideração, devem ser 
realizadas as correções apresentadas na seção III.24 da Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL e as decorrentes das 
informações constantes das petições interpostas pela CEAL e pela MSG.  
81. 
Os Quadros 3 e 4 apresentam a variação da RAP e da PA das Concessionarias após a análise dos 
Pedidos de Reconsideração e das correções, de ofício, sugeridas pela SGT. 
Concessionária 
Contrato 
RAP REH 1.918/1205 
RAP com alterações 
Variação (%) 
CHESF 
061/2001 
726.156.951,51 
729.318.730,94 
0,44% 
FURNAS 
062/2001 
841.104.450,99 
841.629.046,71 
0,06% 
CTEEP 
059/2001 
723.947.864,55 
724.134.009,08 
0,03% 
CEMIG-GT 
006/1997 
234.340.198,43 
234.864.311,75 
0,22% 
ELETROSUL 
057/2001 
530.092.034,14 
530.223.126,79 
0,02% 
CEEE-GT 
055/2001 
265.237.054,71 
265.589.574,98 
0,13% 
COPEL-GT 
060/2001 
174.919.833,73 
175.310.408,87 
0,22% 
ETN 
008/2011 
45.169.101,06 
44.179.757,72 
-2,19% 
COSTA OESTE 
001/2012 
11.379.798,43 
11.664.284,34 
2,50% 
CHESF 
007/2005 
15.894.194,73 
15.894.268,80 
0,00% 
Demais Contratos 
8.276.914.154,81 
8.276.914.154,81 
0,00% 
TOTAL 
11.845.155.637,09 
11.849.721.674,79 
0,04% 
Quadro 3 – RAP das Concessionarias após a análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções, de 
ofício, sugeridas pela SGT. 
Fonte Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL. 
 
Concessionária 
Contrato 
PA Total REH 
1.918/2015 
PA com alterações 
Diferença % 
CHESF 
007/2005 
-1.865.121,52 
-1.865.520,97 
0,02% 
CHESF 
012/2007 
-998.975,41 
-1.107.053,64 
10,82% 
CHESF 
061/2001 
1.183.549,62 
2.058.945,33 
73,96% 
CTEEP 
059/2001 
21.021.004,31 
22.989.242,11 
9,36% 
ELETRONORTE 
058/2001 
-2.157.831,47 
-1.811.437,89 
-16,05% 
FURNAS 
062/2001 
60.341.170,15 
61.425.155,06 
1,80% 
FURNAS 
006/2005 
-1.726.491,00 
-1.614.631,71 
-6,48% 
ELETROSUL 
057/2001 
14.337.547,52 
14.452.958,66 
0,80% 
CEMIG-GT 
006/1997 
6.230.877,60 
7.264.410,94 
16,59% 
                                                     
2 SIC: 48513.027202/2015-00.
Concessionária  Contrato  RAP REH 1.918/1205  RAP com alterações  Variação (%)
CHESF  061/2001  726.156.951,51  729.318.730,94  0,44%
FURNAS  062/2001  841.104.450,99  841.629.046,71  0,06%
CTEEP  059/2001  723.947.864,55  724.134.009,08  0,03%
CEMIG-GT  006/1997  234.340.198,43  234.864.311,75  0,22%
ELETROSUL  057/2001  530.092.034,14  530.223.126,79  0,02%
CEEE-GT  055/2001  265.237.054,71  265.589.574,98  0,13%
COPEL-GT  060/2001  174.919.833,73  175.310.408,87  0,22%
ETN  008/2011  45.169.101,06  44.179.757,72  -2,19%
COSTA OESTE  001/2012  11.379.798,43  11.664.284,34  2,50%
CHESF  007/2005  15.894.194,73  15.894.268,80  0,00%
Demais Contratos    8.276.914.154,81  8.276.914.154,81  0,00%
TOTAL    11.845.155.637,09  11.849.721.674,79  0,04%
Concessionária  Contrato  PA Total REH
1.918/2015  PA com alterações  Diferença %
CHESF  007/2005  -1.865.121,52  -1.865.520,97  0,02%
CHESF  012/2007  -998.975,41  -1.107.053,64  10,82%
CHESF  061/2001  1.183.549,62  2.058.945,33  73,96%
CTEEP  059/2001  21.021.004,31  22.989.242,11  9,36%
ELETRONORTE  058/2001  -2.157.831,47  -1.811.437,89  -16,05%
FURNAS  062/2001  60.341.170,15  61.425.155,06  1,80%
FURNAS  006/2005  -1.726.491,00  -1.614.631,71  -6,48%
ELETROSUL  057/2001  14.337.547,52  14.452.958,66  0,80%
CEMIG-GT  006/1997  6.230.877,60  7.264.410,94  16,59%

FL. 22 de 24 
CELG G&T 
063/2001 
-1.206.088,40 
-1.203.962,98 
-0,18% 
CEEE-GT 
055/2001 
-2.155.829,40 
-1.567.441,70 
-27,29% 
COPEL-GT 
060/2001 
3.543.908,71 
3.778.926,98 
6,63% 
IEMADEIRA 
015/2009 
-29.445.069,53 
-28.210.188,96 
-4,19% 
TSP 
024/2009 
2.615.384,14 
2.455.697,57 
-6,11% 
ETN 
008/2011 
-902.602,33 
-949.530,96 
5,20% 
COSTA OESTE 
001/2012 
-852.890,78 
-682.358,53 
-19,99% 
Demais Contratos 
-750.691.809,99 
-750.691.809,99 
0,00% 
TOTAL 
-682.729.267,78 
-675.278.600,68 
-1,09% 
Quadro 4 – PA das Concessionarias após a análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções, de ofício, 
sugeridas pela SGT. 
Fonte Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL. 
 
82. 
Assim, devem ser aprovados os anexos à Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL, listados a seguir, 
com as informações que deveriam ter sido consideradas na publicação da Resolução no 1.918, de 2015, parte 
integrante deste Voto.  
a) Anexo I – consolidado de RAP das concessionarias de transmissão; 
b) Anexo II – encargos das distribuidoras; 
c) Anexo III – encargos de consumidores e geradores; 
d) Anexo IV – valores da PA para o período 2015-2016; 
e) Anexo V – encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG; 
f) Anexo VI – ativos das concessionárias de transmissão com as respectivas receitas associadas 
em operação, bem como as instalações previstas para entrarem em operação, e lista os ativos 
de conexão associados aos usuários e encargos a serem pagos e,  
g) Anexo VII – planilhas com a memória de cálculo das PA citadas na Nota Técnica no 28/2016-
SGT/ANEEL. Todos os anexos estão apresentados em meio digital. 
83. 
Ressalta-se que, não havendo ajuste de tarifa dos usuários, todas as alterações serão contempladas 
no reajuste anual das receitas do ciclo 2016-2017, com o reajuste nos valores. 
III – DIREITO 
84. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
b) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
CEEE-GT  055/2001  -2.155.829,40  -1.567.441,70  -27,29%
COPEL-GT  060/2001  3.543.908,71  3.778.926,98  6,63%
IEMADEIRA  015/2009  -29.445.069,53  -28.210.188,96  -4,19%
TSP  024/2009  2.615.384,14  2.455.697,57  -6,11%
ETN  008/2011  -902.602,33  -949.530,96  5,20%
COSTA OESTE  001/2012  -852.890,78  -682.358,53  -19,99%
Demais Contratos    -750.691.809,99  -750.691.809,99  0,00%
TOTAL    -682.729.267,78  -675.278.600,68  -1,09%

FL. 23 de 24 
c) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
d) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 
e) Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997. 
 
IV – DISPOSITIVO 
85. 
A partir de tais argumentos e do que consta no Processo no 48500.000313/2015-48, voto por a) 
conhecer do Pedido de Reconsideração apresentado contra a Resolução Homologatória no 1.918, de 23 de junho de 
2015, e, no mérito, 1) negar provimento aos pleitos da EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A., 
da ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A., da EATE - Empresa Amazonense de Transmissão 
de Energia S.A., da LUMITRANS - Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica, da ETSE - Empresa de 
Transmissão Serrana S.A., da ESDE - Empresa Santos Dumont de Energia S.A., da STC - Sistema de Transmissão 
Catarinense S.A., da ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A., da ENTE - Empresa Norte de 
Transmissão de Energia S.A., da ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A., da BRASNORTE - 
Brasnorte Transmissora de Energia S.A., da TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A., da BRILHANTE 
- Brilhante Transmissora de Energia S.A., da PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia S.A., da COQUEIROS - 
Coqueiros Transmissora de Energia S.A., da ETES - Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A., da IMTE - 
Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. e da Duke Energy - Duke Energy Geração Paranapanema 
S.A.; 2) dar provimento parcial aos pleitos da CEEE-GT – Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia 
Elétrica, da CTEEP – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista, de FURNAS – Furnas Centrais 
Elétricas S.A., da CEMIG-GT – Geração e Transmissão S.A., da COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A., da 
ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S.A. e da CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco; 3) dar 
provimento aos pleitos da IE MADEIRA - Interligação Elétrica do Madeira S.A., da ETN - Extremoz Transmissora do 
Nordeste S.A. e da OER MINEIROS - OER Mineiros Energia S.A.; b) aprovar a variação da RAP das concessionárias 
de transmissão, decorrente da análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções efetuadas pela SGT, listadas 
na Nota Técnica no 28/2016-SGT/ANEEL e nos itens 75 a 80 deste Voto; c) aprovar os anexos à Nota Técnica no 
28/2016-SGT/ANEEL, e d) determinar que as alterações ocorram no reajuste anual das receitas do ciclo 2016-2017, 
com o correspondente reajuste nos valores.  
 
Brasília, 8 de março de 2016.  
 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA

FL. 24 de 24 
Diretor