* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Nota Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL 
 
Em 02 de julho de 2021. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.000375/2021-06. 
 
Assunto: 
Estabelecimento 
das 
Receitas 
Anuais 
Permitidas – RAP vinculadas às instalações de 
transmissão sob responsabilidade de concessionárias 
de transmissão para o ciclo 2021-2022. 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
Estabelecer os valores da Receita Anual Permitida - RAP vinculados às instalações de 
transmissão sob responsabilidade de concessionárias do serviço público de transmissão de energia 
elétrica, para o período anual de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022, em conformidade com os 
ditames contratuais e com a regulamentação vigente. 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
Os Contratos de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica, 
celebrados entre a União e as Concessionárias, definem, em cláusula contratual específica, as regras de 
reajuste e revisão das receitas, para estabelecer e manter o equilíbrio econômico-financeiro da 
Concessão. 
 
3. 
Em 27 de junho de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Normativa nº 774, aprovando os 
Submódulos 9.31 e 10.42 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, os quais definem os 
procedimentos para o Reajuste anual das receitas das transmissoras. 
 
4. 
Os valores da Receita Anual Permitida - RAP das transmissoras para o ciclo 2020-2021 
foram fixados pela Resolução Homologatória nº 2.725, de 5 de julho de 2020. 
 
5. 
Em 1º de fevereiro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT encaminhou o 
 
1 O Submódulo 9.3 trata do reajuste das receitas das Transmissoras, estabelecendo os procedimentos gerais do Processo. 
2 O Submódulo 10.4 também trata do reajuste, definindo a organização geral e os prazos para a execução dos Processos anuais 
das Concessionárias.

Pág. 2 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Memorando nº 05/2021-SGT/ANEEL3 à Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de 
Transmissão e Distribuição – SCT, solicitando a atualização de informações no SIGET – Sistema de Gestão 
da Transmissão. 
 
6. 
Na mesma data, a SGT, por meio do Memorando nº 06/2021-SGT/ANEEL4, requereu à 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD os valores das compensações devido à 
violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão em Demais Instalações de Transmissão – DIT, 
relativos à 2020, conforme estabelecido no PRODIST5. A SRD registrou a análise das compensações na 
Nota Técnica nº 61-SRD/ANEEL6, de 14 de maio de 2021, encaminhada pelo Memorando nº 113-
SRD/ANEEL7, de mesma data. 
 
7. 
A SGT demandou ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, por meio do Ofício nº 
75-SGT/ANEEL8, de 24 de fevereiro de 2021, informações para o reajuste da RAP e o cálculo da Tarifa de 
Uso do Sistema de Transmissão – TUST. Em resposta, o ONS expediu a Carta CTA-ONS DTA 1136/20219, 
de 9 de junho de 2021.  
 
8. 
Em 25 de maio de 2021, por meio da Resolução Homologatória nº 2.878, foram 
estabelecidas RAP às transmissoras MEZ 5 e EAT, detentoras dos Contratos de Concessão nº 3/2021 e nº 
9/2021, pela operação da subestação Porto Alegre 4, anteriormente sob responsabilidade da CEEE-T, e 
das instalações designadas da Amazonas GT. Ainda, os gestores substituídos tiveram parcelas da RAP 
estabelecida pela Resolução Homologatória nº 2.725, de 5 de julho de 2020, canceladas. 
 
9. 
Em 15 de junho de 2021, por meio do Despacho nº 1.698, a ANEEL aprovou a variação da 
RAP das concessionárias de transmissão para o ciclo 2020-2021, após a análise dos pedidos de 
reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, determinando que 
os novos valores fossem considerados no Reajuste Anual das Receitas do ciclo 2021-2022. 
 
10. 
Em 22 de junho de 2021, foi aprovada a Resolução Homologatória nº 2.882, que 
homologou o resultado da Revisão dos Contratos de Concessão de Transmissão dos Empreendimentos 
Licitados10, com data de aplicação a partir de julho de 2021.  
 
11. 
Em 22 de junho de 2021, foi aprovada a Resolução Homologatória nº 2.883, que 
homologou o resultado definitivo da revisão periódica da RAP associada às instalações de transmissão 
necessárias aos intercâmbios de energia elétrica, sob responsabilidade da Evrecy Participações Ltda. – 
Evrecy. 
 
3 SIC nº 48581.000135/2021-00. 
4 SIC nº 48581.000136/2021-00. 
5 Prodist – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. 
6 SIC nº 48554.000836/2021. 
7 SIC nº 48554.000838/2021-00. 
8 SIC nº 48581.000318/2021-00. 
9 SIC nº 48513.015470/2021-00. 
10 Contratos 002/2010, 003/2010, 004/2010, 005/2010, 006/2010, 007/2010, 008/2010, 009/2010, 010/2010, 011/2010, 
012/2010, 013/2010, 014/2010, 015/2010, 016/2010, 017/2010, 018/2010, 019/2010, 020/2010, 021/2010, 002/2011, 
003/2011, 004/2011, 005/2011, 006/2011, 007/2011, 007/2015, 003/2016, 004/2016, 005/2016, 006/2016, 007/2016, 
008/2016, 009/2016, 014/2016, 017/2016, 018/2016, 019/2016, 022/2016.

Pág. 3 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 
III - DA ANÁLISE 
 
III.1 – ENCARGOS SETORIAIS E TRIBUTOS  
 
III.1.1 – Cota anual da Reserva Global de Reversão – RGR  
 
12. 
A cota anual da RGR foi criada pelo art. 4º da Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971, com 
redação dada pela Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993. A RGR teve, inicialmente, sua data de extinção 
definida para o final do exercício de 2002, conforme o art. 8º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, 
sendo postergada pela primeira vez para o final do exercício de 2010, nos termos da Lei nº 10.438, de 26 
de abril de 2002, e posteriormente para o final do exercício de 2035, conforme Lei nº 12.431, de 24 de 
junho de 2011. 
 
13. 
No entanto, de acordo com o art. 21 da Lei nº 12.783, de 2013, a partir de 1º de janeiro de 
2013, as concessionárias de serviço público de transmissão licitadas a partir de 12 de setembro de 2012 
ou prorrogadas nos termos daquela Lei ficaram desobrigadas do recolhimento da quota anual da RGR. 
 
14. 
As parcelas de RAP, estabelecidas para o ciclo 2020-2021, das concessionárias de 
transmissão que são obrigadas ao recolhimento da RGR, já consideram o adicional relativo a este encargo. 
 
III.1.2 – PIS/PASEP e COFINS  
 
15. 
A cobrança dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor 
Público – PIS/Pasep e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – Cofins está embasada 
na Lei nº 10.637, de 30 de dezembro de 2002, e na Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, sendo que 
o correspondente tratamento tarifário está embasado na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e nos 
contratos de concessão celebrados com as concessionárias e permissionárias de energia elétrica. 
 
16. 
A Lei nº 10.637, de 30 de dezembro de 2002, que “dispõe sobre a não-cumulatividade na 
cobrança da contribuição para os Programas de Integração Social (PIS) e de Formação do Patrimônio do 
Servidor Público (Pasep), nos casos que especifica; sobre o pagamento e o parcelamento de débitos 
tributários federais, a compensação de créditos fiscais, a declaração de inaptidão de inscrição de pessoas 
jurídicas, a legislação aduaneira, e dá outras providências”, com alterações definidas pela Lei nº 10.684, 
de 30 de maio de 2003, alterou a sistemática de cobrança da contribuição para o PIS/Pasep (arts. 1º a 12), 
com a finalidade de torná-la não-cumulativa, com vigência a partir de 1º de dezembro de 2002: 
 
“Art. 2º Para determinação do valor da contribuição para o PIS/PASEP aplicar-se-
á, sobre a base de cálculo apurada conforme o disposto no art. 1º, a alíquota de 
1,65% (um inteiro e sessenta e cinco centésimos por cento).” 
 
17. 
Complementarmente, a Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, que dispõe sobre a 
cobrança não-cumulativa da Cofins, alterou o valor da alíquota do referido encargo de 3,0% para 7,6%, 
com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2004, conforme redação abaixo:

Pág. 4 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
“Art. 2º Para determinação do valor da COFINS aplicar-se-á, sobre a base de 
cálculo apurada conforme o disposto no art. 11º, a alíquota de 7,6% (sete inteiros 
e seis décimos por cento).” 
 
18. 
Além disso, a base para cálculo dos créditos dos valores das contribuições para o PIS/Pasep 
e para a Cofins também foi alterada, permitindo o desconto de créditos calculados em relação aos bens, 
serviços, custos e despesas adquiridos, incorridos, pagos ou creditados a pessoa jurídica domiciliada no 
País.  
  
19. 
Com a publicação da Lei nº 11.196, de 2005, a Superintendência de Fiscalização Econômica 
e Financeira – SFF apresentou entendimento sobre a incidência da majoração das alíquotas de PIS/Pasep 
e da Cofins associado à prestação do serviço público de transmissão, conforme descrito na Nota Técnica 
nº 224/2006-SFF/ANEEL, de 19 de junho de 2006, na qual apresenta um estudo sobre a não incidência da 
alíquota majorada, caracterizando a não alteração do preço pré-determinado dos contratos de concessão 
da transmissão. A superintendência apresenta também o entendimento de que sofrem majoração as 
instalações autorizadas a partir de 31 de outubro de 2003 cujo ato autorizativo contemplava a sistemática 
cumulativa do imposto (3,65% de PIS/Cofins). 
 
III.2 – COMPOSIÇÃO DAS INSTALAÇÕES DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO 
 
20. 
A Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, estabelece: 
 
“Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN as 
Instalações de Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que 
atendam aos seguintes critérios: 
 
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e 
equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e 
 
II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e 
tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas 
conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1° de julho de 
2004.  
 
Art. 3°-A Não integram a Rede Básica e são classificadas como instalações de 
transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais aquelas 
definidas conforme art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010. 
 
Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações 
de Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes 
critérios: 
 
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e 
equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais 
geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em

Pág. 5 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
caráter exclusivo; 
 
II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso 
exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos 
como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações 
internacionais; e 
  
III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e 
equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em 
subestações integrantes da Rede Básica.” 
 
21. 
As instalações descritas no inciso I do artigo 3º e no artigo 3º-A da Resolução Normativa 
ANEEL nº 67, de 2004, são remuneradas por meio de TUSTRB, aplicável a todos os usuários do SIN. 
 
22. 
As instalações descritas no inciso II do artigo 3º, quando em caráter exclusivo ou 
compartilhado, e no inciso III do artigo 4º, quando em caráter compartilhado, são remuneradas por meio 
de TUSTFR, aplicáveis apenas aos usuários destas instalações. 
 
23. 
As DIT de uso exclusivo ou compartilhado entre geradores e uso exclusivo de consumidor 
livre ou de distribuidoras são remuneradas por meio de Encargos de Conexão. 
 
24. 
Conforme disciplinado no Submódulo 9.3 do Proret, as concessionárias de transmissão 
iniciarão o recebimento da parcela da Receita Anual Permitida referente às DIT de uso exclusivo de 
concessionárias, permissionárias ou cooperativas de distribuição de energia elétrica, e eventuais parcelas 
de ajuste referente a este tipo de instalação, após aprovação dos referidos valores na resolução 
homologatória que aprovar as tarifas da respectiva distribuidora. 
 
III.2.1 – Regularização na classificação de ativos de transmissão e adequação na alocação de custos 
 
25. 
Para o ciclo 2021-2022, com base na regulamentação vigente11, atos12 que o determinaram 
e análises13 que o indicaram, algumas instalações de transmissão foram reclassificadas, conforme 
apresentado no Quadro 1: 
 
Nome do Módulo 
Concessionária 
Contrato 
Classificação ciclo 
2020-2021 
Reclassificação ciclo  
2021-2022 
TR 230/69 kV BOA VISTA TR3 RR 
Eletronorte 
058/2001 
RBF 
DIT Compartilhada 
MC 69 kV TR 230/69 kV BOA VISTA TR3 
RR 
Eletronorte 
058/2001 
RBF 
DIT Compartilhada 
MC 230 kV TR 230/69 kV BOA VISTA 
TR3 RR 
Eletronorte 
058/2001 
RBF 
DIT Compartilhada 
 
11 Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004.  
12 Despacho nº 1.316, de 11 de maio de 2021.  
13 Memorando nº 34/2021-SRT/ANEEL, de 7 de maio de 2021. (48552.000512/2021-00)
Nome do Módulo  Concessionária  Contrato    Classificação ciclo      Reclassificação ciclo  
        2020-2021      2021-2022  
TR 230/69 kV BOA VISTA TR3 RR  Eletronorte  058/2001  RBF      DIT Compartilhada    
MC 69 kV TR 230/69 kV BOA VISTA TR3
RR  Eletronorte  058/2001  RBF      DIT Compartilhada    
MC 230 kV TR 230/69 kV BOA VISTA
TR3 RR  Eletronorte  058/2001  RBF      DIT Compartilhada    

Pág. 6 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Nome do Módulo 
Concessionária 
Contrato 
Classificação ciclo 
2020-2021 
Reclassificação ciclo  
2021-2022 
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE 
CAMPOS TR1 SP 
CTEEP 
059/2001 
DIT Exclusiva 
RBF 
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE 
CAMPOS TR2 SP 
CTEEP 
059/2001 
DIT Exclusiva 
RBF 
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE 
CAMPOS TR3 SP 
CTEEP 
059/2001 
DIT Exclusiva 
RBF 
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE 
CAMPOS TR4 SP 
CTEEP 
059/2001 
DIT Exclusiva 
RBF 
Quadro 1 – Instalações de transmissão reclassificadas no ciclo 2021-2022. 
 
III.2.2 – Reforços e Melhorias autorizados sem estabelecimento prévio de receita 
 
26. 
A SCT calculou a parcela adicional de RAP dos 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 2021-2022, conforme detalhado na Nota 
Técnica nº 366-SCT/ANEEL14, de  16 de junho de 2021. 
 
III.3 – RECEITA ANUAL PERMITIDA PARA O PERÍODO 2021-2022 
 
III.3.1 – Reajuste da Receita Anual Permitida - RAP 
 
27. 
A RAP destinada às concessionárias, para prestação de serviço público de transmissão de 
energia elétrica no período i, de 1º de julho deste ano a 30 de junho do próximo, é calculada a partir da 
soma das parcelas de receita, referentes às instalações de Rede Básica e às Demais Instalações de 
Transmissão em operação comercial no período anual i-1, atualizadas pelo Índice de Variação da Inflação 
-  IVIi-115. 
 
28. 
Os contratos de concessão apontam o índice a ser utilizado no Reajuste Anual das 
Receitas16. Os valores do IVI para o ciclo 2021-2022 para os contratos reajustados pelo IGP-M e IPCA são 
respectivamente 1,37039139795971 e 1,08056065441059 
 
29. 
Considerando as instalações em operação comercial no início do ciclo 2021-2022 as 
concessões reajustadas pelo IGP-M correspondem a 14,33% da RAP total e as reajustadas pelo IPCA 
correspondem a 85,67%. 
 
30. 
No Anexo I desta nota técnica são apresentados os valores consolidados da RAP, por 
Contrato de Concessão, para o ciclo 2021-2022. Os encargos de conexão relativos às DIT de uso exclusivo 
de distribuidoras são apresentados no Anexo II, e os de uso exclusivo de geradores e consumidores no 
Anexo III. 
 
14 SIC nº 48526.003010/2021-00, juntada Processo nº 48500.000675/2021-87  
15 O IVIi-1 é o quociente do índice indicado no Contrato de Concessão, do mês de maio do período i-1, pelo índice do mês de 
maio do período i-2. 
16 São utilizados o Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas - FGV, ou o Índice de Preços ao 
Consumidor Amplo - IPCA, calculado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE ou, no caso de extinção, 
outro definido pela ANEEL.
Nome do Módulo  Concessionária  Contrato    Classificação ciclo      Reclassificação ciclo  
        2020-2021      2021-2022  
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE
CAMPOS TR1 SP  CTEEP  059/2001  DIT Exclusiva      RBF    
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE
CAMPOS TR2 SP  CTEEP  059/2001  DIT Exclusiva      RBF    
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE
CAMPOS TR3 SP  CTEEP  059/2001  DIT Exclusiva      RBF    
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE
CAMPOS TR4 SP  CTEEP  059/2001  DIT Exclusiva      RBF    

Pág. 7 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 
31. 
As concessionárias, cujos contratos de concessão não incluem na RAP os valores referentes 
ao PIS/Pasep e a Cofins, são listadas no Anexo IX. O Operador Nacional do Sistema Elétrico inclui esses 
tributos na RAP dessas Transmissoras (nos Avisos de Crédito – AVC e Avisos de Débito – AVD 
correspondentes) ou a Empresa os registra diretamente na fatura dos Encargos de Conexão, conforme o 
regime de tributação informado ao ONS e à ANEEL. Assim a RAP se apresenta líquida de PIS/Pasep e 
Cofins. 
 
32. 
Para as concessionárias obrigadas a recolher RGR, o PIS/PASEP e a Cofins serão incluídos 
segundo a expressão: 
 
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑜= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 ∙ 
(1 −(𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎 𝑅𝐺𝑅 𝑒 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 ))
(1 −(∑𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑃𝐼𝑆𝑃𝑎𝑠𝑒𝑝,
⁄
𝐶𝑜𝑓𝑖𝑛𝑠, 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 𝑒 𝑅𝐺𝑅 ) )   
 
33. 
Para as concessionárias desobrigadas a recolher RGR, o PIS/PASEP e a Cofins serão incluídos 
conforme a expressão: 
 
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑜= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 ∙ 
1
(1 −(∑𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑃𝐼𝑆𝑃𝑎𝑠𝑒𝑝,
⁄
𝐶𝑜𝑓𝑖𝑛𝑠) )   
 
34. 
Ressalta-se que, para o cálculo das Receitas, foram consideradas as informações constantes 
do SIGET em 30 de junho de 2021. 
 
III.3.2 – Redução de 50% da RAP dos contratos licitados entre 1999 e 2006 
 
35. 
Os contratos de concessão de transmissão provenientes de licitação entre 1999 e 2006 
preveem a redução de 50% da RAP a partir do 16º (décimo sexto) ano de operação comercial das 
instalações, como consta em Subcláusula específica da Cláusula Sexta dos referidos contratos:  
 
“Subcláusula - A partir do 16º (décimo sexto) ano de OPERAÇÃO COMERCIAL, a 
RECEITA ANUAL PERMITIDA da TRANSMISSORA será de 50% (cinquenta por cento) 
da RECEITA ANUAL PERMITIDA do 15º ano de OPERAÇÃO COMERCIAL estendendo-
se até o término do prazo da concessão fixado neste CONTRATO. A esta receita 
aplica-se os critérios de reajuste e revisão previstos nesta Cláusula”. 
 
36. 
Os contratos de concessão de transmissão que possuem a Subcláusula acima e, portanto, 
sujeitos a redução da RAP estão listados no Quadro 2: 
 
Concessionária 
Contrato 
 
Concessionária 
Contrato 
TAESA 
040/2000 
 
VCTE 
003/2005 
CEMIG-GT 
079/2000 
 
Centroeste 
004/2005 
ECTE 
088/2000 
 
Transudeste 
005/2005 
TAESA 
095/2000 
 
FURNAS 
006/2005 
ETEE 
096/2000 
 
CHESF 
007/2005 
TAESA 
097/2000 
 
CHESF 
008/2005 
FURNAS 
034/2001 
 
PPTE 
009/2005
  Concessionária      Contrato            Concessionária      Contrato  
TAESA      040/2000            VCTE      003/2005    
CEMIG-GT      079/2000            Centroeste      004/2005    
ECTE      088/2000            Transudeste      005/2005    
TAESA      095/2000            FURNAS      006/2005    
ETEE      096/2000            CHESF      007/2005    
TAESA      097/2000            CHESF      008/2005    
FURNAS      034/2001            PPTE      009/2005    

Pág. 8 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Concessionária 
Contrato 
 
Concessionária 
Contrato 
EATE 
042/2001 
 
ELETROSUL 
010/2005 
ETEP 
043/2001 
 
TAESA 
011/2005 
COPEL-GT 
075/2001 
 
Transirapé 
012/2005 
IEJAPI 
143/2001 
 
ATE III 
001/2006 
TAESA 
001/2002 
 
INTESA 
002/2006 
TAESA 
002/2002 
 
SMTE 
003/2006 
CEEE-T 
080/2002 
 
LTT 
004/2006 
TAESA 
081/2002 
 
ELETROSUL 
005/2006 
ETAU 
082/2002 
 
STC 
006/2006 
ERTE 
083/2002 
 
FURNAS 
007/2006 
CPTE 
084/2002 
 
JTE 
001/2007 
ENTE 
085/2002 
 
PCTE 
002/2007 
ETIM 
086/2002 
 
RPTE 
003/2007 
TAESA 
087/2002 
 
IEMG 
004/2007 
TAESA 
003/2004 
 
CHESF 
005/2007 
ELETROSUL 
004/2004 
 
ETES 
006/2007 
STN 
005/2004 
 
SPTE 
007/2007 
TAESA 
006/2004 
 
ATE IV 
008/2007 
LUMITRANS 
007/2004 
 
ATE V 
009/2007 
AETE 
008/2004 
 
CHESF 
010/2007 
TRANSLESTE 
009/2004 
 
ATE VI 
011/2007 
ITE 
001/2005 
 
CHESF 
012/2007 
Uirapuru 
002/2005 
 
ATE VII 
013/2007 
Quadro 2 – Contratos de Concessão com Subcláusula que estabelece redução da RAP a partir do 
16º ano. 
 
37. 
Os contratos de concessão que possuem instalações de transmissão, cuja entrada em 
operação comercial completará 15 anos ao longo do ciclo 2021-2022, estão listados no Quadro 3: 
 
Concessionária 
Contrato 
ITE 
001/2005 
Uirapuru 
002/2005 
Transudeste 
005/2005 
PPTE 
009/2005 
TAESA 
011/2005 
Transirapé 
012/2005 
Quadro 3 - Contratos de Concessão com instalações, cuja entrada em 
operação comercial completará 15 anos durante ciclo 2021-2022. 
 
38. 
No levantamento das datas de entrada em operação comercial das instalações, foram 
utilizadas informações encaminhadas pelo ONS por meio da Carta nº 0374/100/201617, de 17 de março 
de 2016, as constantes no SIGET e as do Sistema de Informações Geográficas Cadastrais do SIN – SINDAT. 
A planilha contendo a data de entrada em operação comercial das instalações associadas aos contratos 
 
17 SIC nº 48513.006775/2016-00.
  Concessionária      Contrato            Concessionária      Contrato  
EATE      042/2001            ELETROSUL      010/2005    
ETEP      043/2001            TAESA      011/2005    
COPEL-GT      075/2001            Transirapé      012/2005    
IEJAPI      143/2001            ATE III      001/2006    
TAESA      001/2002            INTESA      002/2006    
TAESA      002/2002            SMTE      003/2006    
CEEE-T      080/2002            LTT      004/2006    
TAESA      081/2002            ELETROSUL      005/2006    
ETAU      082/2002            STC      006/2006    
ERTE      083/2002            FURNAS      007/2006    
CPTE      084/2002            JTE      001/2007    
ENTE      085/2002            PCTE      002/2007    
ETIM      086/2002            RPTE      003/2007    
TAESA      087/2002            IEMG      004/2007    
TAESA      003/2004            CHESF      005/2007    
ELETROSUL      004/2004            ETES      006/2007    
STN      005/2004            SPTE      007/2007    
TAESA      006/2004            ATE IV      008/2007    
LUMITRANS      007/2004            ATE V      009/2007    
AETE      008/2004            CHESF      010/2007    
TRANSLESTE      009/2004            ATE VI      011/2007    
ITE      001/2005            CHESF      012/2007    
Uirapuru      002/2005            ATE VII      013/2007    
Concessionária  Contrato
ITE  001/2005
Uirapuru  002/2005
Transudeste  005/2005
PPTE  009/2005
TAESA  011/2005
Transirapé  012/2005

Pág. 9 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
que sofrerão redução da RAP encontra-se anexa à esta nota técnica. 
 
39. 
Dado que os contratos de concessão possuem instalações cuja parcela de RAP associada 
será reduzida em 50% em datas distintas durante ciclo 2021-2022, foi calculada, conforme disciplinado 
no Submódulo 9.3 do PRORET, a RAP equivalente a ser recebida pelas concessionárias ao longo do ciclo 
2021-2022. 
 
40. 
A RAP equivalente, exposta na Tabela 1, considera: 
 
a) 
os valores pro rata das parcelas de RAP sem redução, de 1º de julho de 2021 até a data de 
fim do 15º ano de operação comercial das instalações; e 
 
b) 
os valores pro rata das parcelas de RAP com redução de 50%, a partir da data de início do 
16º ano de operação comercial das instalações até 30 de junho de 2022.  
 
Tabela 1 - RAP equivalente a ser recebida pelas Concessionárias ao longo do ciclo 2021-2022 
Concessionária 
Contrato 
RAP Equivalente (R$) 
Ref.: Jun-21 
ITE 
001/2005 
248.129.535,36 
Uirapuru 
002/2005 
25.999.514,04 
Transudeste 
005/2005 
34.154.101,05 
PPTE 
009/2005 
100.235.263,45 
TAESA 
011/2005 
268.146.964,66 
Transirapé 
012/2005 
33.730.435,83 
 
41. 
Ressalta-se que, para ciclo 2022-2023, será estabelecida uma nova receita, contemplando 
a redução plena das parcelas de RAP associadas aos contratos mencionados, com exceção daqueles que 
ainda possuem parte das instalações, cuja redução de 50% da parcela de RAP se dará apenas durante o 
ciclo 2022-2023. A planilha contendo o detalhamento do cálculo encontra-se anexa a esta Nota Técnica. 
Além disso, alguns contratos de concessão já tiveram parte da receita reduzida no ciclo 2019-2020, como 
consta na Nota Técnica nº 119/2019-SGT/ANEEL18, de 10 de julho de 2020, e tem, no ciclo 2021-2022, a 
redução plena das parcelas de RAP associadas a esses contratos. As transmissoras que se enquadram 
nessa situação, bem como os valores de RAP com redução plena de 50% são apresentados na Tabela 2: 
 
Tabela 2 – Contratos com redução plena dos 50% no ciclo 2021-2022 
Concessionária 
Contrato 
RAP com redução 
plena (R$)  
Ref.: Jun-21 
TAESA 
003/2004 
122.031.691,25 
VCTE 
003/2005 
61.188.576,83 
ELETROSUL 
004/2004 
79.063.084,33 
STN 
005/2004 
147.529.577,79 
TAESA 
006/2004 
29.882.659,65 
AETE 
008/2004 
38.840.927,78 
 
18 SIC nº 48581.001111/2020-00.
Concessionária  Contrato  RAP Equivalente (R$)  
    Ref.: Jun-21  
  001/2005    
  002/2005    
  005/2005    
  009/2005    
  011/2005    
  012/2005    
Concessionária  Contrato    RAP com redução  
      plena (R$)  
      Ref.: Jun-21  
  003/2004      
  003/2005      
  004/2004      
  005/2004      
  006/2004      
  008/2004      

Pág. 10 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Concessionária 
Contrato 
RAP com redução 
plena (R$)  
Ref.: Jun-21 
TRANSLESTE 
009/2004 
33.420.594,42 
ETAU 
082/2002 
31.160.936,23 
 
III.3.3 – Revisão periódica da Evrecy (Contrato de Concessão nº 020/2008) 
 
42. 
Na 22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, de 22 de junho de 2021, foi aprovada a 
Resolução Homologatória nº 2.883, que homologou o resultado da revisão periódica da receita da Evrecy 
Participações Ltda. – Evrecy, Contrato de Concessão nº 020/2008. Assim, confirmamos que os resultados 
dessa revisão estão sendo considerados nesta nota técnica. 
 
III.3.4 – Revisões periódicas da RAP das concessionárias de transmissão Licitadas 
 
43. 
Na 22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, de 22 de junho de 2021, foi aprovada a 
Resolução Homologatória nº 2.882, que aprovou o resultado da Revisão Periódica da RAP dos contratos19 
de concessão de transmissão de energia elétrica relativos aos empreendimentos licitados com data de 
revisão em julho de 2021. Assim, informamos que os resultados desse ato foram considerados nesta nota 
técnica. 
 
44. 
Foram aplicados também os resultados do reposicionamento econômico das RAPs das 
Transmissoras, referentes às receitas ofertadas em Leilão e advindas dos investimentos incrementais, 
homologados pela Resolução nº 2.826, de 2020, alterada pela Resolução nº 2.840, de 30 de março de 
2021, que trata das concessionárias com revisão das receitas prevista para 2020. 
 
45. 
Em decorrência do adiamento da revisão de 2020 para 2021, para essas transmissoras 
foram calculadas as Parcela de Ajuste de Postergação, tanto para as receitas ofertadas em leilão, quanto 
para as advindas dos investimentos incrementais. 
 
46. 
E, ainda, foram considerados os resultados homologados pela Resolução nº 2.825/2020, 
alterada pela Resolução nº 2.839, de 30 de março de 2021, abrangendo as transmissoras com contratos 
assinados em 2000, com Revisão programada para 2019, mas também executada em 2020. Neste caso, 
houve apenas revisão dos ativos incrementais, pois os contratos dessas concessionárias não preveem o 
reposicionamento das receitas ofertadas em leilão. 
 
47. 
Os ativos incrementais das concessionárias com contrato assinado em 2000 ficaram 
sujeitos à Parcela de Ajuste de Postergação, uma vez que a revisão, prevista para 2019, está sendo 
aplicada em 2021.  
 
III.3.5 – Previsão de RAP para novas obras 
 
19 Contratos 002/2010, 003/2010, 004/2010, 005/2010, 006/2010, 007/2010, 008/2010, 009/2010, 010/2010, 011/2010, 
012/2010, 013/2010, 014/2010, 015/2010, 016/2010, 017/2010, 018/2010, 019/2010, 020/2010, 021/2010, 002/2011, 
003/2011, 004/2011, 005/2011, 006/2011, 007/2011, 007/2015, 003/2016, 004/2016, 005/2016, 006/2016, 007/2016, 
008/2016, 009/2016, 014/2016, 017/2016, 018/2016, 019/2016, 022/2016
Concessionária  Contrato    RAP com redução  
      plena (R$)  
      Ref.: Jun-21  
  009/2004      
  082/2002      

Pág. 11 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 
48. 
A previsão das parcelas da RAP, pro rata tempore, referentes às instalações de transmissão 
previstas para entrar em operação comercial entre 1º de julho de 2021 e 30 de junho de 2022, totalizou 
R$ 3.170.618.913,14, conforme apresentado na Tabela 3. 
 
Tabela 3 - Previsão de RAP (R$) para instalações que entrarão em operação no ciclo 2020-2021 
Previsão – Pro rata tempore (R $) 
Classificação do ativo 
Licitadas 
Autorizadas 
Melhorias 
TOTAL 
Rede Básica 
2.695.107.925,74 
96.608.030,34 
2.647.862,34 
2.794.363.818,42 
Rede Básica de Fronteira 
182.095.244,83 
58.586.994,85 
2.038.612,98 
242.720.852,65 
DIT compartilhada 
245.835,49 
7.521.009,67 
0,00 
7.766.845,16 
DIT de uso exclusivo 
48.322.735,80 
16.410.491,55 
4.789.566,42 
69.522.793,77 
TOTAL 
2.925.771.741,86 
179.126.526,41 
9.476.041,73 
3.114.374.310,00 
 
49. 
No anexo V desta nota técnica, consta a lista das instalações previstas para entrarem em 
operação comercial durante o ciclo 2021-2022 e suas respectivas parcelas de RAP. Ressalta-se que para o 
cálculo das receitas foram consideradas informações constantes do SIGET em 30 de junho de 2021. 
 
III.3.6 – Resolução Autorizativa nº 800, de 30 de janeiro de 2007 
 
50. 
A Resolução Autorizativa nº 800, de 2007, estabelece valores da RAP devidas a CTEEP e a 
PPTE pelo ressarcimento dos custos dos serviços de operação e manutenção20 prestados pela CESP em 
equipamentos de propriedade desta, utilizadas por instalações de Rede Básica das concessionárias ali 
conectadas, conforme detalhado na Nota Técnica nº 002/2007-SRT/ANEEL, de 8 de janeiro de 2007. 
 
51. 
Dessa forma, durante o ciclo 2021-2022, a CESP tem direito a receber, de cada uma das 
concessionárias de transmissão, CTEEP (Contrato de Concessão nº 059/2001) e PPTE (Contrato de 
Concessão nº 009/2005), R$ 1.932.099,09, já atualizado pelo IGP-M.  
 
III.3.7 – Encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG 
 
52. 
O  Anexo VII indica os valores dos encargos de conexão21 referentes ao custeio das 
Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada – ICG e das Instalações de 
Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Individual – IEG, vinculadas aos Contratos de Concessão 
nº 007/2009, nº 008/2009, nº 009/2009, nº 019/2010, nº 020/2010, nº 021/2010, nº 008/2011, nº 
009/2011, nº 010/2011, nº 018/2012, nº 019/2012 e nº 013/2014. 
 
 
III.4 – PARCELA DE AJUSTE – PA PARA O PERÍODO 2021-2022 
 
 
20 Os custos devidos pela CTEEP e PPTE são definidos nos Arts. 1º e 2º da Resolução Autorizativa nº 800, de 2007. 
21 Os valores foram estabelecidos conforme apresentado na Nota Técnica nº 144/2021-SGT/ANEEL, de 24/6/2021, SIC nº 
48581.001011/2021-00.
Classificação do ativo      Licitadas      Autorizadas      Melhorias      TOTAL    
      2.695.107.925,74      96.608.030,34      2.647.862,34        2.794.363.818,42  
      182.095.244,83      58.586.994,85      2.038.612,98      242.720.852,65    
      245.835,49      7.521.009,67      0,00        7.766.845,16  
      48.322.735,80      16.410.491,55      4.789.566,42        69.522.793,77  
  TOTAL      2.925.771.741,86      179.126.526,41      9.476.041,73      3.114.374.310,00  

Pág. 12 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
53. 
A arrecadação e as necessidades de receita são variáveis ao longo do ciclo tarifário em 
função, por exemplo, das novas instalações – e respectivas receitas – que entram em operação comercial, 
além da dinâmica própria de contratação do uso da rede pelos usuários.  
 
54. 
Como as tarifas de transmissão permanecem fixas por 1 ano, foi necessária a criação de 
mecanismo para tratar do superávit ou do déficit de arrecadação que ocorre ao longo do período, pois 
não existe conta que centraliza os valores pagos pelos usuários. Todos os pagamentos são feitos 
diretamente dos usuários da rede às concessionárias de transmissão, de modo que o rateio de sobras e 
déficits é feito para cada uma das transmissoras. 
 
55. 
A Parcela de Ajuste - PA do ciclo tarifário atual (ciclo i) é o mecanismo utilizado pela ANEEL, 
previsto em contrato, para compensar o déficit ou superávit de arrecadação ocorrido no ciclo tarifário 
anterior (ciclo i-1). A atualização monetária da PA de cada Transmissora está conforme o Contrato de 
concessão ou ato de equiparação e o que consta no Submódulo 9.3 do Proret. 
 
56. 
O Anexo VI desta Nota Técnica apresenta os valores da PA para o período 2021-2022 por 
Contrato de Concessão, cujo resumo é mostrado na Tabela 4.  
 
Tabela 4 – Parcelas de Ajuste e Financeiros 
Tipo 
Rede Básica (R$) 
Rede Básica de 
Fronteira (R$) 
DIT Compartilhada 
(R$) 
DIT de Uso 
Exclusivo (R$) 
TOTAL (R$) 
Financeiro Melhorias 
173.807.518,33 
0,00 
0,00 
0,00 
173.807.518,33 
PA Apuração 
-584.932.587,15 
-116.286.270,75 
-24.527.002,81 
0,00 
-725.745.860,71 
PA Instalações Autorizadas 
sem RAP prévia (1) 
17.652.850,06 
2.398.089,17 
159.783,95 
19.926.689,24 
40.137.412,42 
PA Outros Ajustes 
35.067.295,27 
-28.247.477,33 
-217.929,81 
63.049.190,89 
69.651.079,02 
PA Qualidade DIT 
0,00 
0,00 
0,00 
-4651939,49 
-4.651.939,49 
PA Revisão 
204.719.662,29 
163.913.428,71 
33.086.103,07 
84145324,06 
485.864.518,13 
TOTAL 
-153.685.261,20 
21.777.769,80 
8.500.954,40 
162.469.264,70 
39.062.727,70 
(1) Conforme Nota Técnica nº 366-SCT/ANEEL, de 16 de junho de 2021. 
 
57. 
Ressalta-se que estes valores já contemplam as alterações apresentadas na Nota Técnica  
nº 112/2021-SGT/ANEEL, que apresenta o resultado e os efeitos financeiros da análise dos Pedidos de 
Reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 14 de julho de 2020, 
conforme determina o Despacho nº 1.698, de 15 de junho de 2021. 
 
III.4.1 – PA Apuração 
 
58. 
A PA Apuração é o valor que compensa as diferenças oriundas do déficit ou superávit de 
arrecadação que ocorre na apuração realizada pelo ONS. São consideradas as diferenças ocorridas nos 
meses de junho do ano i-1 (último mês do ciclo i-2) a maio do ano i (penúltimo mês do ciclo i-1), podendo-
se, eventualmente, considerar diferenças anteriores a esse período.
Tipo      Rede Básica (R$)      Rede Básica de
Fronteira (R$)      DIT Compartilhada
(R$)      DIT de Uso
Exclusivo (R$)      TOTAL (R$)    
      173.807.518,33      0,00      0,00      0,00        173.807.518,33  
      -584.932.587,15      -116.286.270,75      -24.527.002,81      0,00        -725.745.860,71  
      17.652.850,06      2.398.089,17      159.783,95      19.926.689,24      40.137.412,42    
      35.067.295,27      -28.247.477,33      -217.929,81      63.049.190,89        69.651.079,02  
      0,00      0,00      0,00      -4651939,49        -4.651.939,49  
      204.719.662,29      163.913.428,71      33.086.103,07      84145324,06        485.864.518,13  
  TOTAL      -153.685.261,20      21.777.769,80      8.500.954,40      162.469.264,70      39.062.727,70  
Rede Básica de
Fronteira (R$)
DIT Compartilhada
(R$)
DIT de Uso
Exclusivo (R$)

Pág. 13 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 
III.4.2 – PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia 
 
59. 
Estas parcelas de ajuste refletem o pagamento retroativo da RAP de instalações de 
transmissão que foram autorizadas sem o estabelecimento de RAP. É considerado o período que abrange 
a data de entrada em operação comercial, até junho do ano i (junho do ciclo i-1). 
 
60. 
As PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia para o ciclo 2020-2021 foram calculadas 
considerando as obras que tiveram a parcela de RAP estabelecida pela SCT, conforme consta na Nota 
Técnica nº 366/2021-SCT/ANEEL22, prevista para ser deliberada na 23ª Reunião Pública Ordinária da 
Diretoria da ANEEL, em 29 de julho de 2021. 
 
61. 
Desse modo, a Tabela 5 representa o somatório, por transmissora e contrato, dos valores 
relativos à PA Instalações Autorizadas sem RAP Prévia para recebimento durante o ciclo 2021-2022: 
  
Tabela 5 – Parcela de Ajuste relativa à Instalações Autorizadas sem RAP Prévia (ciclo 2021-2022). 
Transmissora 
Contrato 
PA Instalações Autorizadas  
SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2021) 
ATE VI 
011/2007 
                                      2.751.810,94  
CEEE-T 
055/2001 
                                      1.382.960,42  
CELG G&T 
063/2001 
                                         277.753,52  
CEMIG-GT 
006/1997 
                                      2.336.112,73  
CGT 
004/2008 
                                            69.562,53  
CGT 
005/2009 
                                            16.891,22  
CGT 
057/2001 
                                      1.301.996,86  
CHESF 
005/2012 
                                         340.518,49  
CHESF 
019/2012 
                                         340.518,49  
CHESF 
021/2010 
                                      1.761.144,97  
CHESF 
061/2001 
                                    20.719.621,08  
COPEL-GT 
060/2001 
                                      1.319.787,25  
CTEEP 
059/2001 
                                         558.177,44  
EATE 
042/2001 
                                            19.743,00  
ENEL CIEN 
210/2011 (Port. MME) 
                                            20.337,15  
ENTE 
085/2002 
                                            18.694,70  
EQTLT08 
048/2017 
                                         888.588,07  
FURNAS 
062/2001 
                                      2.302.280,51  
IE Pinheiros 
015/2008 
                                         554.901,29  
INTESA 
002/2006 
                                         122.262,98  
Rondon 
010/2014 
                                      1.616.549,42  
SITE 
002/2018 
                                         198.350,69  
TAESA 
002/2002 
                                            97.292,87  
TAESA 
097/2000 
                                      1.071.210,50  
TSBE 
004/2012 
                                            50.345,31  
 
 
 
22 SIC 48526.003010/2021-00
Transmissora  Contrato  PA Instalações Autorizadas
SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2021)
ATE VI  011/2007  2.751.810,94
CEEE-T  055/2001  1.382.960,42
CELG G&T  063/2001  277.753,52
CEMIG-GT  006/1997  2.336.112,73
CGT  004/2008  69.562,53
CGT  005/2009  16.891,22
CGT  057/2001  1.301.996,86
CHESF  005/2012  340.518,49
CHESF  019/2012  340.518,49
CHESF  021/2010  1.761.144,97
CHESF  061/2001  20.719.621,08
COPEL-GT  060/2001  1.319.787,25
CTEEP  059/2001  558.177,44
EATE  042/2001  19.743,00
ENEL CIEN  210/2011 (Port. MME)  20.337,15
ENTE  085/2002  18.694,70
EQTLT08  048/2017  888.588,07
FURNAS  062/2001  2.302.280,51
IE Pinheiros  015/2008  554.901,29
INTESA  002/2006  122.262,98
Rondon  010/2014  1.616.549,42
SITE  002/2018  198.350,69
TAESA  002/2002  97.292,87
TAESA  097/2000  1.071.210,50
TSBE  004/2012  50.345,31
PA Instalações Autorizadas
SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2021)

Pág. 14 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
III.4.3 – PA Revisão 
 
62. 
Caso a Revisão Periódica gere diferença que deva ser compensada em forma de PA durante 
o ciclo i, o valor desta diferença é atualizado até junho do ano i e incluído na PA da transmissora sob a 
denominação de PA Revisão. 
 
III.4.3.1. – Efeito Retroativo da Revisão Periódica de Receitas de Reforços Autorizados 
 
63. 
Conforme itens 4.2 e 4.3 do Módulo 3 – Instalações e Equipamentos, das Regras dos 
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovada pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de 
dezembro de 2020, a receita revisada de reforços e melhorias autorizadas retroagirá à data de entrada 
em operação comercial da correspondente obra, sendo que a eventual diferença decorrente da revisão 
do valor será considerada na RAP da concessionária de transmissão. 
 
Sendo assim, para aquelas transmissoras que tiveram parcelas de receita de reforços e 
melhorias revisadas nesse ciclo e em ciclos anteriores, foi considerada uma PA de acordo com o 
regulamento mencionado. 
64. 
Cabe esclarecer que a parcela de ajuste total calculada foi dividida em parcelas iguais que 
serão aplicadas até o próximo processo de revisão periódica da RAP dessas concessionárias, conforme 
consta na Resolução Normativa nº 905, de 2020. 
 
III.4.3.2 – Parcela de Ajuste referente às Outras Receitas de Revisões Tarifárias anteriores 
 
65. 
Em 2020, foram executadas revisões das receitas das transmissoras cujos contratos de 
concessão, assinados de 2000 a 2006, não previam o reposicionamento da receita ofertada no leilão, mas 
apenas daquelas advindas dos investimentos incrementais. Não obstante, todas essas concessionárias 
estavam sujeitas à captura de parcela das suas receitas extras, denominadas Outras Receitas, para a 
modicidade tarifária. 
 
66. 
Observa-se que o procedimento comumente adotado pela SGT é subtrair, da receita 
ofertada no Leilão revisada, a parcela das Outras Receitas destinada à modicidade tarifária. Para o caso 
das concessionárias listadas na Tabela 11, essa metodologia não era viável, pois, como explicado no item 
anterior, elas não estavam sujeitas à revisão dessa parcela da sua receita. Nessas circunstâncias, as 
parcelas das Outras Receitas não foram capturadas no ciclo 2020-2021, devendo ser aplicadas no presente 
ciclo, na forma de Parcela de Ajuste. 
 
Tabela 11 - Valores de Outras Receitas a serem apropriados à modicidade tarifária como Parcela de 
Ajuste a partir do ciclo tarifário 2021-2022, para os contratos de concessão licitados com revisão 
prevista para 2019, sem cláusula de previsão de revisão na RAP ofertada. 
Concessionária 
Contrato de 
Concessão 
Ano previsto 
para Revisão 
Contém Cláusula 
de revisão na 
RAP ofertada? 
Resultado da 
apuração de 
Outras Receitas 
R$ (Ref. jun/2019) 
PA Outras Receitas Anual  
(N= 3 anos) 
R$ (Ref. jun/2019) 
TAESA 
095/2000 
2019 
Não 
591.838,36 
118.367,67  
EATE 
042/2001 
2019 
Não 
33.267,26 
6.653,45
Concessionária  Contrato de
Concessão  Ano previsto
para Revisão  Contém Cláusula
de revisão na
RAP ofertada?    Resultado da    PA Outras Receitas Anual
(N= 3 anos)
R$ (Ref. jun/2019)
          apuração de    
          Outras Receitas    
          R$ (Ref. jun/2019)    
TAESA  095/2000  2019  Não  591.838,36      118.367,67
EATE  042/2001  2019  Não  33.267,26      6.653,45
Contém Cláusula
de revisão na
RAP ofertada?
PA Outras Receitas Anual
(N= 3 anos)
R$ (Ref. jun/2019)
Contrato de
Concessão
Ano previsto
para Revisão

Pág. 15 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Concessionária 
Contrato de 
Concessão 
Ano previsto 
para Revisão 
Contém Cláusula 
de revisão na 
RAP ofertada? 
Resultado da 
apuração de 
Outras Receitas 
R$ (Ref. jun/2019) 
PA Outras Receitas Anual  
(N= 3 anos) 
R$ (Ref. jun/2019) 
ETAUSA 
082/2002 
2019 
Não 
20.676,71 
4.135,34  
ERTE 
083/2002 
2019 
Não 
145.373,33 
29.074,67  
ETIM 
086/2002 
2019 
Não 
38.462,22 
7.692,44  
TAESA 
003/2004 
2019 
Não 
293.930,88 
58.786,18  
TAESA 
011/2005 
2019 
Não 
79.649,67 
15.929,93  
TRANSLESTE 
009/2004 
2019 
Não 
264.409,12 
52.881,82  
ITE 
001/2005 
2019 
Não 
754.386,26 
150.877,25  
PPTE 
009/2005 
2019 
Não 
76.828,17 
15.365,63  
TRANSIRAPÉ 
012/2005 
2019 
Não 
2.964.251,74 
592.850,35  
ATE III 
001/2006 
2019 
Não 
30.135,95 
6.027,19  
INTESA 
002/2006 
2019 
Não 
295.694,75 
59.138,95  
SMTE 
003/2006 
2019 
Não 
1.665.628,50 
333.125,70  
LTT 
004/2006 
2019 
Não 
824.036,63 
164.807,33  
STC 
006/2006 
2019 
Não 
490.538,74 
98.107,75  
AETE 
008/2004 
2019 
Não 
264.319,83 
52.863,97  
Obs.: Revisão da receita da Taesa (Contrato de Concessão nº 095/2000) no processo 
48500.000975/2020; Revisão da receita das demais transmissoras no Processo 48500.000754/2019. 
 
III.4.4 – Parcela Variável 
 
67. 
A Parcela Variável – PV23 é o desconto aplicado na RAP das transmissoras, devido à 
indisponibilidade ou à restrição operativa das instalações integrantes da Rede Básica sob sua 
responsabilidade. O desconto por atraso na entrada em operação busca inibir atrasos na entrada em 
operação de obras sob responsabilidade de transmissoras. Durante o período de junho de 2020 a maio 
de 2021 foi descontado da receita das transmissoras os valores apresentados na Tabela 6. 
 
Tabela 6 – Descontos aplicados nas receitas das transmissoras de 
junho de 2020 a maio de 2021. 
Concessionárias 
Parcela variável descontada 
(R$) 
NÃO LICITADAS 
1.059.903,84 
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 
237.900.993,94 
LICITADAS 
138.025.530,90 
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 
1.862.376,50 
TOTAL 
378.848.805,18 
Concessionárias 
Atraso de entrada em operação 
descontado (R$) 
NÃO LICITADAS 
- 
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 
215.689,30 
LICITADAS 
14.836.509,36 
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 
- 
 
23 Previsto em contrato e na Resolução Normativa ANEEL nº 906, de 8 de dezembro de 2020.
Concessionária  Contrato de
Concessão  Ano previsto
para Revisão  Contém Cláusula
de revisão na
RAP ofertada?    Resultado da    PA Outras Receitas Anual
(N= 3 anos)
R$ (Ref. jun/2019)
          apuração de    
          Outras Receitas    
          R$ (Ref. jun/2019)    
ETAUSA  082/2002  2019  Não  20.676,71      4.135,34
ERTE  083/2002  2019  Não  145.373,33      29.074,67
ETIM  086/2002  2019  Não  38.462,22      7.692,44
TAESA  003/2004  2019  Não  293.930,88      58.786,18
TAESA  011/2005  2019  Não  79.649,67      15.929,93
TRANSLESTE  009/2004  2019  Não  264.409,12      52.881,82
ITE  001/2005  2019  Não  754.386,26      150.877,25
PPTE  009/2005  2019  Não  76.828,17      15.365,63
TRANSIRAPÉ  012/2005  2019  Não  2.964.251,74      592.850,35
ATE III  001/2006  2019  Não  30.135,95      6.027,19
INTESA  002/2006  2019  Não  295.694,75      59.138,95
SMTE  003/2006  2019  Não  1.665.628,50      333.125,70
LTT  004/2006  2019  Não  824.036,63      164.807,33
STC  006/2006  2019  Não  490.538,74      98.107,75
AETE  008/2004  2019  Não  264.319,83      52.863,97
Contém Cláusula
de revisão na
RAP ofertada?
PA Outras Receitas Anual
(N= 3 anos)
R$ (Ref. jun/2019)
Ano previsto
para Revisão
Concessionárias    Parcela variável descontada  
    (R$)  
Concessionárias    Atraso de entrada em operação  
    descontado (R$)  

Pág. 16 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
TOTAL 
15.052.198,66 
TOTAL GERAL 
393.901.003,84 
Fonte: CARTA CTA-ONS DTA/SA 1201/2021 - SIC nº 48513.016189/2021-00. 
 
68. 
Assim, o valor líquido referente à redução de receita devido à aplicação da Seção 4.3 – 
Qualidade do Módulo 4 – Prestação dos Serviços das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia 
Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa nº 905, de 2020, é R$ 393.901.003,84.  
 
III.4.5 – PA Qualidade DIT 
 
69. 
A PA Qualidade DIT é o valor que deve ser descontado das concessionárias de transmissão 
devido à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão em DIT, conforme disposto nos 
Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 
 
70. 
A SRD, por meio do Nota Técnica nº 61/2021-SRD/ANEEL24, apresentou as informações 
referentes à apuração do recebimento dos indicadores e compensações de continuidade para 
distribuidoras acessadas por outras distribuidoras e para transmissoras responsáveis por instalações 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT do ano de 2020, conforme estabelecido pelo 
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica do PRODIST. 
 
71. 
Em 20/5/2021, por meio de mensagem eletrônica, a SRD retificou as informações 
encaminhadas quanto às data-base dos ajustes associados às transmissoras EQTL 07 e EQTL 08. Conforme 
a referia mensagem: 
 
A transmissora não seguiu as instruções de preenchimento e entendeu que deveria 
colocar a data do reajuste tarifário anual da transmissora. 
Entretanto, com base nos meses de violação dos indicadores, ajustamos a data 
base de cada compensação dessas transmissoras de acordo com o exigido, 
conforme planilha anexa. 
 
72. 
Assim, a SGT, utilizando as informações apresentadas pela SRD, calculou a PA Qualidade 
DIT que deve ser aplicada no ciclo 2021-2022, por transmissora, relativa ao período de operação de 2020, 
consoante a Tabela 7. 
 
Tabela 7 – Parcela de Ajuste Qualidade nas DIT para o ciclo 2021-2022 
Concessionária 
Contrato 
Distribuidora 
PA Qualidade DIT (R$)  
Ref.: Jun/2021 
PA Qualidade DIT Total 
(R$) Ref.: Jun/2021 
CHESF 
006/2009 
CELPE 
-2.396,36 
-578.889,28 
CHESF 
061/2001 
CELPE 
-151.654,34 
CHESF 
061/2001 
COELBA 
-382.476,94 
CHESF 
061/2001 
COELCE 
-34.879,75 
CHESF 
061/2001 
CEAL 
-4.972,75 
CHESF 
061/2001 
CEMAR 
-1.053,78 
 
24 SIC 48554.000836/2021-00.
  TOTAL GERAL      393.901.003,84  
Concessionária  Contrato  Distribuidora  PA Qualidade DIT (R$)
Ref.: Jun/2021  PA Qualidade DIT Total
(R$) Ref.: Jun/2021
CHESF  006/2009  CELPE  -2.396,36  -578.889,28
CHESF  061/2001  CELPE  -151.654,34  
CHESF  061/2001  COELBA  -382.476,94  
CHESF  061/2001  COELCE  -34.879,75  
CHESF  061/2001  CEAL  -4.972,75  
CHESF  061/2001  CEMAR  -1.053,78  
PA Qualidade DIT (R$)
Ref.: Jun/2021
PA Qualidade DIT Total
(R$) Ref.: Jun/2021

Pág. 17 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Concessionária 
Contrato 
Distribuidora 
PA Qualidade DIT (R$)  
Ref.: Jun/2021 
PA Qualidade DIT Total 
(R$) Ref.: Jun/2021 
CHESF 
061/2001 
CEPISA 
-1.455,37 
CTEEP 
059/2001 
CPFL SANTA CRUZ 
-25.530,71 
-511.745,06 
CTEEP 
059/2001 
ELEKTRO 
-470.594,05 
CTEEP 
059/2001 
CPFL-PAULISTA 
-1.670,64 
CTEEP 
059/2001 
ELETROPAULO 
-13.949,67 
ELETRONORTE 
012/2011 
CELPA 
-232.816,15 
-232.816,15 
FURNAS 
006/2010 
ESCELSA 
-88.000,45 
-429.957,22 
FURNAS 
062/2001 
CEMIG-D 
-232.893,64 
FURNAS 
062/2001 
LIGHT 
-109.063,13 
CEMIG-GT 
006/1997 
CEMIG-D 
-1.659.834,11 
-1.659.834,11 
CEEE-T 
055/2001 
HIDROPAN 
-1.247,04 
-683.234,26 
CEEE-T 
055/2001 
COPREL 
-597,72 
CEEE-T 
055/2001 
RGE SUL 
-676.042,89 
CEEE-T 
055/2001 
CEEE-D 
-5.346,60 
MACAPÁ 
009/2008 
CEA 
-37.058,69 
-37.058,69 
EVRECY 
020/2008 
ESCELSA 
-254.946,64 
-254.946,64 
TSP 
024/2009 
CPFL-PAULISTA 
-27.776,36 
-27.776,36 
BRILHANTE II 
021/2012 
ENERSUL 
-28.308,82 
-28.308,82 
EQTLT07 
020/2017 
CELPA 
-127.122,08 
-127.122,08 
EQTLT08 
048/2017 
CELPA 
-80.160,81 
-80.160,81 
 
III.4.6 – PA Outros Ajustes 
 
73. 
Os passivos decorrentes de ajustes nas receitas das transmissoras detalhados a seguir 
foram incluídos no item “Outros Ajustes” que consta na PA das concessionárias de transmissão 
apresentadas no Anexo VI, cujas planilhas com as memórias de cálculo são apresentadas no Anexo XI 
desta nota técnica. 
 
III.4.6.1 – Despacho nº 1.698, de 2021: Efeitos Financeiros em Encargos de Conexão 
74. 
As alterações nos valores dos encargos de conexão decorrentes da análise dos Pedidos de 
Reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, terão seus efeitos 
financeiros considerados em forma de PA a ser contabilizada durante do ciclo 2021-2022, conforme 
estabelecido pelo Despacho ANEEL nº 1.698, de 2021.  
 
75. 
Dessa forma, quanto a essas alterações nos valores dos encargos de conexão, foi 
estabelecido PA a ser contabilizada no ciclo 2021-2022 referente à diferença de RAP devida no ciclo 2020-
2021 antes e após os Pedidos de Reconsideração que foi incluída na PA Outros Ajustes. 
 
III.4.6.2 – Passivo Financeiro pela Suspensão do Pagamento Base
Concessionária  Contrato  Distribuidora  PA Qualidade DIT (R$)
Ref.: Jun/2021  PA Qualidade DIT Total
(R$) Ref.: Jun/2021
CHESF  061/2001  CEPISA  -1.455,37  
CTEEP  059/2001  CPFL SANTA CRUZ  -25.530,71  -511.745,06
CTEEP  059/2001  ELEKTRO  -470.594,05  
CTEEP  059/2001  CPFL-PAULISTA  -1.670,64  
CTEEP  059/2001  ELETROPAULO  -13.949,67  
ELETRONORTE  012/2011  CELPA  -232.816,15  -232.816,15
FURNAS  006/2010  ESCELSA  -88.000,45  -429.957,22
FURNAS  062/2001  CEMIG-D  -232.893,64  
FURNAS  062/2001  LIGHT  -109.063,13  
CEMIG-GT  006/1997  CEMIG-D  -1.659.834,11  -1.659.834,11
CEEE-T  055/2001  HIDROPAN  -1.247,04  -683.234,26
CEEE-T  055/2001  COPREL  -597,72  
CEEE-T  055/2001  RGE SUL  -676.042,89  
CEEE-T  055/2001  CEEE-D  -5.346,60  
MACAPÁ  009/2008  CEA  -37.058,69  -37.058,69
EVRECY  020/2008  ESCELSA  -254.946,64  -254.946,64
TSP  024/2009  CPFL-PAULISTA  -27.776,36  -27.776,36
BRILHANTE II  021/2012  ENERSUL  -28.308,82  -28.308,82
EQTLT07  020/2017  CELPA  -127.122,08  -127.122,08
EQTLT08  048/2017  CELPA  -80.160,81  -80.160,81
PA Qualidade DIT (R$)
Ref.: Jun/2021
PA Qualidade DIT Total
(R$) Ref.: Jun/2021

Pág. 18 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
76. 
A SFE, por meio dos memorandos nº 389/202025, nº 433/202026 e nº 443/202027 
encaminhou listas de suspensões de Pagamento Base relacionadas com decisões da Diretoria. 
 
77. 
O ONS, por meio da carta CTA-ONS DTA 1130/202128, informou sobre as funções de 
transmissão relacionadas com Rede Básica e Rede Básica de Fronteira que deverão ter seus Pagamentos 
Base suspensos em decorrência da não prestação do serviço público de transmissão durante o processo 
de reajuste da RAP para o ciclo 2021-2022. 
 
78. 
Essas suspensões de Pagamento Base ocorrem em cumprimento às disposições 
regulamentares estabelecidas no subitem 4.5.2 do Módulo 4 (Prestação dos Serviços) das Regras dos 
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa nº 906, de 8 de 
dezembro de 2020. 
 
79. 
Foi identificado que o Siget está devolvendo a parcela de suspensão de Pagamento Base 
relacionada com Rede Básica no âmbito da PA Apuração, que é calculada de forma automática pelo Siget. 
Dessa forma, para que a transmissora não tenha essa devolução indevida, faz-se necessário criar um 
mecanismo, similar ao desenvolvido para a Parcela Variável, de modo a manter a suspensão de PB 
incorrida no instante do cálculo da PA apuração. Enquanto essa solução não for implementada no Siget, 
as suspensões de Pagamento Base relacionadas com a Rede Básica devolvidas às transmissoras por meio 
da PA Apuração estão sendo realocadas na PA Outros Ajustes. 
 
80. 
Dessa forma, a SGT apresenta a Tabela 8 com os valores29 a serem devolvidos pelas 
concessionárias de transmissão durante o ciclo 2021-2022, referente às suspensões dos pagamentos base 
informadas pelo ONS e pela SFE. 
 
Tabela 8 – Valores a devolver pela Concessionária devido à suspensão dos pagamentos 
Transmissora 
Contrato 
Grupo pagador 
 Valores a serem devolvidos (R$)  
Ref. Jun/2021  
ARGO III 
049/2017 
Rede Básica 
2.024.799,95 
CAIUÁ-T 
007/2012 
SANT.QUITERIA-230/13,8 kV 
2.229.933,00 
CAIUÁ-T 
007/2012 
SANT.QUITERIA-230/69 kV 
3.321.128,68 
CEMIG GT 
006/1997 
IPATINGA 1-230/138 kV 
44.539,59 
CEMIG GT 
006/1997 
VARZEA PALMA 1-345/138 kV 
705.789,37 
CHESF 
061/2001 
MATATU-230/11 kV 
48.460,62 
CHESF 
061/2001 
Rede Básica 
8.249.869,36 
CHESF 
061/2001 
SOBRAL II-230/69 kV 
389.309,14 
CTEEP 
059/2001 
SANTA CABECA-230/88 kV 
100.667,61 
Eletronorte 
058/2001 
JI-PARANA-230/69 kV 
450.826,90 
Eletronorte 
058/2001 
MIRANDA II-230/69 kV 
2.651.128,39 
Eletronorte 
058/2001 
Rede Básica 
35.091.983,53 
Eletronorte 
058/2001 
RONDONOPOLIS-230/138 kV 
183.580,69 
Eletronorte 
058/2001 
RUROPOLIS-230/138 kV 
486.695,14 
 
25 SIC 48534003763/2020-00. 
26 SIC 48534.004061/2020-00. 
27 SIC 48534.004145/2020-00. 
28 SIC 48513.015467/2021-00. Encaminhada por meio do Memorando nº 228/2021– SFE/ANEEL (48534.002176/2021-00) 
29 A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo.
Transmissora  Contrato  Grupo pagador    Valores a serem devolvidos (R$)  
        Ref. Jun/2021  
ARGO III  049/2017  Rede Básica  2.024.799,95    
CAIUÁ-T  007/2012  SANT.QUITERIA-230/13,8 kV  2.229.933,00    
CAIUÁ-T  007/2012  SANT.QUITERIA-230/69 kV  3.321.128,68    
CEMIG GT  006/1997  IPATINGA 1-230/138 kV  44.539,59    
CEMIG GT  006/1997  VARZEA PALMA 1-345/138 kV  705.789,37    
CHESF  061/2001  MATATU-230/11 kV  48.460,62    
CHESF  061/2001  Rede Básica  8.249.869,36    
CHESF  061/2001  SOBRAL II-230/69 kV  389.309,14    
CTEEP  059/2001  SANTA CABECA-230/88 kV  100.667,61    
Eletronorte  058/2001  JI-PARANA-230/69 kV  450.826,90    
Eletronorte  058/2001  MIRANDA II-230/69 kV  2.651.128,39    
Eletronorte  058/2001  Rede Básica  35.091.983,53    
Eletronorte  058/2001  RONDONOPOLIS-230/138 kV  183.580,69    
Eletronorte  058/2001  RUROPOLIS-230/138 kV  486.695,14    

Pág. 19 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Transmissora 
Contrato 
Grupo pagador 
 Valores a serem devolvidos (R$)  
Ref. Jun/2021  
Furnas 
062/2001 
BRASILIA GERAL-230/34,5 kV 
556.102,36 
Furnas 
062/2001 
CAMPOS-345/138 kV 
309.535,60 
Furnas 
062/2001 
GRAJAU-500/138 kV 
77.353,52 
Furnas 
062/2001 
JACAREPAGUA-345/138 kV 
1.597.517,80 
Furnas 
062/2001 
Rede Básica 
12.254.835,92 
Furnas 
062/2001 
RIO VERDE-230/138 kV 
258.325,10 
Macapá 
009/2008 
Rede Básica 
928.682,55 
Macapá 
009/2008 
MACAPA-230/69 kV 
389.950,28 
Macapá 
009/2008 
LARANJAL-230/69 kV 
293.858,34 
Manaus TR 
010/2008 
Rede Básica 
5.162.387,75 
 
III.4.6.3 – Valores referentes à O&M de instalações transferidas 
 
81. 
As parcelas de RAP referentes à operação e manutenção de instalações transferidas às 
concessionárias de transmissão em função de seccionamento de linhas de transmissão, por exemplo, 
foram consideradas na RAP das respectivas transmissoras proprietárias das instalações. 
 
82. 
Além disso, a parcela de ajuste associada à operação e manutenção das instalações 
transferidas, referente ao período compreendido entre a data de entrada em operação comercial das 
instalações até 30 de junho de 2021, foi considerada na PA Outros Ajustes da respectiva concessionária 
proprietária das instalações, bem como os valores referentes ao atendimento da alínea “e” do §3º do Art. 
7º da Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, como exposto na Tabela 9. 
 
Tabela 09 - Parcela de Ajuste associada à operação e manutenção das instalações transferidas. 
Concessionária 
Contrato 
Empreendimento 
 Ato  
Autorizativo  
PA O&M  
R$ - Ref.: Jun-
2021 
PA (§3º do Art. 7º 
da REN 67/2004) 
R$ - Ref.: Jun-2021 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Barreiras – 
Bom Jesus da Lapa na SE 
Barreiras II 
REA 9680/2021 
575.370,50 
964.147,89 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Pau Ferro – 
Coteminas na SE Lagoa do Carro 
REA 9687/2021 
374.178,20 
1.005.310,48 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 500 kV Teresina II – 
Sobral III na Subestação Tianguá II 
REA 9688/2021 
2.125.979,36 
1.372.378,50 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 500 kV Sobradinho – 
Luiz Gonzaga na Subestação 
Juazeiro da Bahia III 
REA 9689/2021 
733.246,02 
1.352.759,33 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Irecê – 
Campo Formoso na Subestação 
Ourolândia II 
REA 9690/2021 
1.529.953,66 
1.291.696,63
Transmissora  Contrato  Grupo pagador    Valores a serem devolvidos (R$)  
        Ref. Jun/2021  
Furnas  062/2001  BRASILIA GERAL-230/34,5 kV  556.102,36    
Furnas  062/2001  CAMPOS-345/138 kV  309.535,60    
Furnas  062/2001  GRAJAU-500/138 kV  77.353,52    
Furnas  062/2001  JACAREPAGUA-345/138 kV  1.597.517,80    
Furnas  062/2001  Rede Básica  12.254.835,92    
Furnas  062/2001  RIO VERDE-230/138 kV  258.325,10    
Macapá  009/2008  Rede Básica  928.682,55    
Macapá  009/2008  MACAPA-230/69 kV  389.950,28    
Macapá  009/2008  LARANJAL-230/69 kV  293.858,34    
Manaus TR  010/2008  Rede Básica  5.162.387,75    
Concessionária  Contrato  Empreendimento  Ato
Autorizativo    PA O&M      PA (§3º do Art. 7º  
          R$ - Ref.: Jun-      da REN 67/2004)  
          2021      R$ - Ref.: Jun-2021  
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Barreiras –
Bom Jesus da Lapa na SE
Barreiras II  REA 9680/2021  575.370,50      964.147,89    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Pau Ferro –
Coteminas na SE Lagoa do Carro  REA 9687/2021  374.178,20      1.005.310,48    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Teresina II –
Sobral III na Subestação Tianguá II  REA 9688/2021  2.125.979,36      1.372.378,50    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Sobradinho –
Luiz Gonzaga na Subestação
Juazeiro da Bahia III  REA 9689/2021  733.246,02      1.352.759,33    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Irecê –
Campo Formoso na Subestação
Ourolândia II  REA 9690/2021  1.529.953,66      1.291.696,63    
Ato
Autorizativo

Pág. 20 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Concessionária 
Contrato 
Empreendimento 
 Ato  
Autorizativo  
PA O&M  
R$ - Ref.: Jun-
2021 
PA (§3º do Art. 7º 
da REN 67/2004) 
R$ - Ref.: Jun-2021 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Recife II - 
Pirapama II na SE Jaboatão II e do 
remanejamento de linhas de 
transmissão para a SE Mirueira II 
REA 10092/2021 
312.677,41 
- 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Rio Largo II – 
Penedo na SE Arapiraca III 
REA 10134/2021 
5.893.721,10 
- 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 500 kV Jardim - 
Camaçari II na SE Camaçari IV 
REA 10135/2021 
1.736.155,17 
- 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 500 kV Sobral III – 
Fortaleza II na Subestação Pecém 
II e demais obras. 
REA 10140/2021 
20.588.192,56 
10.258.233,16 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Campina 
Grande II - Natal III na SE 
Extremoz II 
REA 10141/2021 
2.803.044,79 
- 
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Sobral II - 
Piripiri na SE Ibiapina II. 
REA 10142/2021 
168.123,35 
- 
Copel-GT 
006/2016 
Instalações transferidas pelo 
Consórcio Empreendedor Baixo 
Iguaçu para a Copel Geração e 
Transmissão S.A. 
REA 10139/2021 
940.431,65 
- 
CTEEP 
059/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 138 kV Água 
Vermelha - Jales, circuitos 1 e 2, 
na SE Boa Hora. 
REA 10144/2021 
845.882,24 
- 
MEZ 5 
003/2021 
Referente ao período de 
implantação do empreendimento 
objeto do Contrato de Concessão 
nº 03/2021-ANEEL. 
REA 9889/2021 
67.867,40 
- 
ONTE 
021/2016 
Instalações de transmissão a ela 
transferidas pela Mineração Onça 
Puma Ltda. em função do 
Contrato de Concessão nº 
21/2016-ANEEL, de 05 de 
outubro de 2016. 
REA 10032/202 
12.468.661,90 
- 
 
83. 
Ainda, foi considerada a parcela relativa ao seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV 
João Câmara II – Extremoz II, na SE Ceará Mirim II, conforme Memorando nº 137/2021-SCT/ANEEL30, bem 
como os custos para operar, manter, desativar, desmontar e desmobilizar os ativos de responsabilidade 
de Furnas Centrais Elétricas S.A. e a implantar reforços, na Subestação Barreiro 1, conforme Memorando 
nº 138/2021–SCT/ANEEL31. 
 
30 SIC 48526.002947/2021-00. 
31 SIC 48526.002959/2021-00.
Concessionária  Contrato  Empreendimento  Ato
Autorizativo    PA O&M      PA (§3º do Art. 7º  
          R$ - Ref.: Jun-      da REN 67/2004)  
          2021      R$ - Ref.: Jun-2021  
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Recife II -
Pirapama II na SE Jaboatão II e do
remanejamento de linhas de
transmissão para a SE Mirueira II  REA 10092/2021  312.677,41      -    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Rio Largo II –
Penedo na SE Arapiraca III  REA 10134/2021  5.893.721,10      -    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Jardim -
Camaçari II na SE Camaçari IV  REA 10135/2021  1.736.155,17      -    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Sobral III –
Fortaleza II na Subestação Pecém
II e demais obras.  REA 10140/2021  20.588.192,56      10.258.233,16    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Campina
Grande II - Natal III na SE
Extremoz II  REA 10141/2021  2.803.044,79      -    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Sobral II -
Piripiri na SE Ibiapina II.  REA 10142/2021  168.123,35      -    
Copel-GT  006/2016  Instalações transferidas pelo
Consórcio Empreendedor Baixo
Iguaçu para a Copel Geração e
Transmissão S.A.  REA 10139/2021  940.431,65      -    
CTEEP  059/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 138 kV Água
Vermelha - Jales, circuitos 1 e 2,
na SE Boa Hora.  REA 10144/2021  845.882,24      -    
MEZ 5  003/2021  Referente ao período de
implantação do empreendimento
objeto do Contrato de Concessão
nº 03/2021-ANEEL.  REA 9889/2021  67.867,40      -    
ONTE  021/2016  Instalações de transmissão a ela
transferidas pela Mineração Onça
Puma Ltda. em função do
Contrato de Concessão nº
21/2016-ANEEL, de 05 de
outubro de 2016.  REA 10032/202  12.468.661,90      -    
Ato
Autorizativo

Pág. 21 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
  
III.4.6.4 – Instalações de Rede Básica de Fronteira ou DIT Compartilhada que entraram em operação 
comercial com pendência não impeditiva própria 
 
84. 
De acordo com a Nota Técnica nº 304/2016-SGT/ANEEL32, de 13 de setembro de 2016, os 
descontos nas parcelas de RAP associadas às instalações classificadas como Rede Básica de Fronteira e 
DIT Compartilhada, que entrarem em operação comercial com Termo de Liberação Provisório – TLP com 
pendência não impeditiva própria, serão tratados por meio de parcela de ajuste, a ser estabelecida no 
Reajuste Anual das RAP das concessionárias. 
 
85. 
Sendo assim, foram calculadas as Parcelas de Ajuste apresentadas na Tabela 10, referentes 
aos descontos de que trata Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, para as 
instalações classificadas como Rede Básica de Fronteira e DIT Compartilhadas que tiveram a entrada em 
operação comercial reconhecida ao longo do ciclo 2020-2021 ou que entraram em operação comercial 
em ciclos anteriores, mas que ainda se encontram em operação comercial com pendência não impeditiva 
própria.  
 
86. 
Cabe esclarecer que, segundo consta no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão 
de Energia Elétrica, caso a pendência não impeditiva própria não seja solucionada pela transmissora em 
até 12 meses após o início da operação comercial com pendências, a concessionária sofrerá o desconto 
de 20% da parcela de RAP correspondente. A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo. 
 
Tabela 10 - Parcelas de Ajuste apresentadas a seguir referente aos descontos de 
que trata o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica. 
Concessionária 
Contrato 
Parcela de Ajuste (R$) Ref.: Jun/21 
FOTE 
007/2014 
-465.264,45 
EQTLT08 
048/2017 
-347.152,04 
ETC 
020/2016 
-1.538.625,74 
FURNAS 
062/2001 
-48.718,65 
Z2 
045/2017 
-172.618,51 
CTEEP 
059/2001 
-82.153,74 
CHESF 
061/2001 
-4.834,87 
IE Pinheiros 
015/2008 
-135.426,44 
CGT 
057/2001 
-101.548,76 
BRE 
010/2018 
-39.598,25 
IE TIBAGI 
026/2017 
-55.463,73 
CHESF 
017/2009 
-1.993.468,46 
TESB 
001/2011 
-1.686.165,37 
LTTE 
020/2011 
-920.873,19 
CHESF 
005/2012 
-651.155,33 
 
III.4.6.5 – Reconhecimento de custos incorridos pelas transmissoras 
 
 
32 SIC nº 48581.002702/2016-00; Nota Técnica que instruiu o Despacho nº 2.568, de 2016.
Concessionária  Contrato  Parcela de Ajuste (R$) Ref.: Jun/21
  007/2014  
  048/2017  
  020/2016  
  062/2001  
  045/2017  
  059/2001  
  061/2001  
  015/2008  
  057/2001  
  010/2018  
  026/2017  
  017/2009  
  001/2011  
  020/2011  
  005/2012  

Pág. 22 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
III.4.6.5.1 – Chesf (Contrato de Concessão nº 061/2001) 
 
87. 
Por meio do Memorando nº 90/2021-SFF/ANEEL33, de 19 de abril de 2021, a SFF informou 
à SGT os valores validados referentes aos custos incorridos pela Chesf, Contrato de Concessão nº  
061/2001, para a implementação do Controle Patrimonial em atendimento às disposições contidas nas 
Resoluções Normativas nº 396, de 2009, e nº 674, de 2015. Sendo assim, o valor reconhecido pela SFF, de 
R$ 7.189.793,48, foi considerado na PA Outros Ajustes para a transmissora. 
 
88. 
Além disso, a SCT informou, por meio do Memorando nº 121/2021-SCT/ANEEL, que 
concluiu pelo pagamento à Chesf dos custos incorridos na elaboração dos relatórios técnicos realizados 
para o Leilão nº 13/2015, num valor total de R$ 157.548,37, na referência fevereiro de 2016, que 
atualizado para junho de 2021, perfaz R$ 198.728,05, a ser recebido pela Chesf. 
 
III.4.6.5.2 – CTEEP (Contrato de Concessão nº 059/2001) 
 
89. 
A SCT, por meio do Memorando nº 121/2021-SCT/ANEEL34, concluiu pelo pagamento à 
CTEEP dos custos incorridos na elaboração dos relatórios técnicos realizados para o Leilão nº 5/2015, num 
valor de total de R$ 307.995,72, na referência outubro de 2015, que atualizado para junho de 2021 perfaz 
o valor de R$ 404.510,61, a ser recebido pela CTEEP. 
 
III.4.6.5.3 – TME (Contrato de Concessão nº 023/2009) 
 
90. 
A Transmissora Matogrossense de Energia encaminhou a carta CT.TME.006/202035, de 19 
de maio de 2020, solicitando o reembolso de custo incorrido para elaboração/implantação dos Anexo II e 
III do Submódulo 9.2 do PRORET. Como não há previsão regulamentar para ressarcimento desse tipo de 
despesa, tais valores não foram considerados na análise apresentada nesta nota técnica. 
 
III.4.6.6 – Impacto na CEEE-T referente ao repasse à Eletrobrás dos valores da CCC, CDE e Proinfa 
 
91. 
Por meio do Memorando nº 343/2020-SFF/ANEEL36 , de 17/8/2020, a SFF informou à SGT 
os valores referentes ao impacto nas transmissoras devido à obrigatoriedade de repasse à Eletrobras do 
montante associado à CCC, CDE e Proinfa recolhidos dos consumidores livres conectados à Rede Básica, 
no período de julho de 2010 a junho de 2015. 
 
92. 
Com relação à CEEE-T, a SFF informou um valor total de R$ 1.043.370,12, em valores 
históricos, a ser devolvido pela concessionária, que atualizado para junho de 2021, perfaz o valor de R$ 
1.831.999,72, a ser devolvido pela CEEE-T. 
 
III.4.6.7 – Devolução – EDP Transmissão Litoral Sul S.A. (Contrato de Concessão nº 18/2016) 
 
 
33 SIC 48536.001426/2021-00. 
34 SIC 48526.002508/2021-00. 
35 SIC 48513.016499/2020-00. 
36 SIC 48536.002948/2020-00.

Pág. 23 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
93. 
A SCT, por meio do Memorando nº 159/2018-SCT/ANEEL37, informou que concluiu pela 
glosa de parte dos valores devidos pela Litoral Sul Transmissora de Energia Ltda. à Eletrosul Centrais 
Elétricas S.A. – Eletrosul (atualmente CGT Eletrosul) e à Companhia de Transmissão de Energia Elétrica 
Paulista – CTEEP em função dos estudos realizados para o Leilão nº 13/2015 não terem qualidade 
satisfatória sobre todos os itens que deveriam abarcar. 
 
94. 
Dessa forma, o valor atualizado a ser devolvido de R$ 1.814,19, a preços de junho de 2021, 
foi considerado por meio de PA Outros Ajustes, a ser recebida pela Litoral Sul. 
 
III.4.6.8 – Descontratação de pontos de conexão ou rescisão de Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão – CUST 
 
95. 
No decurso dos ciclos de receita das transmissoras foram identificadas descontratações de 
equipamentos e, portanto, as receitas respectivas foram ajustadas em função de atos que comprovaram 
que as instalações não faziam jus ao recebimento de receitas. Por se tratarem de casos específicos, eles 
serão detalhados a seguir. 
 
III.4.6.8.1 – Descontratação de equipamentos associados à SE Currais Novos II 138/69 kV 
 
96. 
A distribuidora Cosern38 indicou, em seu processo tarifário de 2020, a descontratação 
integral dos módulos relacionados com o ponto de conexão Currais Novos II 138/69 kV, garantida pelo 
Despacho nº 1.317/2019. O Termo Aditivo nº 31 ao CUST nº 099/2002 formalizou a questão. Sobre o caso, 
a Nota Técnica nº 26/2019–SRT/ANEEL39, dispõe que: 
 
24. A desativação da antiga subestação Currais Novos II 138/69 kV foi confirmada 
então pelo Edital do Leilão nº 05/2016-ANEEL, no seu Anexo 6-09, que tratou do 
Lote 9 – “LT 230 kV Lagoa Nova II – Currais Novos II e SE Currais Novos II 230/69 
KV. No referido Edital, item “1.2. – Configuração Básica” está descrito que “o local 
destinado à instalação da Subestação Currais Novos II está indicado nos relatórios 
de planejamento”, no mesmo terreno onde “está localizada a Subestação Currais 
Novos II 138/69 kV, sob concessão da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 
– CHESF, que será desativada após a implantação da Subestação Currais Novos 
II 230/69 kV”. 
(grifo nosso) 
 
97. 
Dessa forma, como foram identificados por meio dos TLDONS/256/6/2019, 
TLDONS/257/6/2019, TLDONS/258/6/2019 e TLDONS/259/6/2019 que a SE Currais Novos II 230/69 kV 
entrou em operação em 13/3/2019, foi calculada parcela de ajuste para devolver ao consumidor da 
distribuidora os valores repassados à sua tarifa, dada a desativação tácita da antiga SE Currais Novos II 
138/69 kV, conforme descrito na Nota Técnica nº 26/2019–SRT/ANEEL. Ainda, a receita do Contrato de 
Concessão nº 061/2011, da Chesf, para as receitas prorrogadas pela Portaria nº 579, de 2012, foram 
ajustadas conforme metodologia DEA. 
 
37 SIC 48526.003575/2018-00. 
38 SIC 48513.008463/2021-00. 
39 SIC 48552.000409/2019-00.

Pág. 24 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 
III.4.6.8.2 – Descontratação de equipamentos associados à SE Salto Grande. 
 
98. 
Nos processos tarifários 2020 e 2021 da COPEL DIS foram consideradas as receitas 
associadas à subestação Salto Grande. Contudo, em face das considerações contidas no Despacho nº 722, 
de 2020, e no Termo Aditivo nº 52 ao CUST nº 127/2002, é necessária análise quanto ao direito de 
recebimento, pela CTEEP, das receitas associadas às entradas de linha EL 88 kV SALTO GRANDE ANDIRA 
C1 e EL 88 kV SALTO GRANDE ANDIRA C2. 
 
99. 
A Nota Técnica nº 24/2020-SRT/ANEEL, que fundamentou a publicação do Despacho nº 
722, de 2020, descreve as razões para o entendimento da área de regulação da transmissão: 
 
“20. Conforme pode ser compreendido pela descrição procedida nos itens 
anteriores, a própria instituição oficial de planejamento definiu, a partir da sua 
avaliação econômica e técnica, que esta seria a alternativa mais eficiente para a 
expansão do sistema regional. Sendo assim, não há por que penalizar a 
Distribuidora ou mesmo seus consumidores diante da necessidade de efetivar 
uma nova contratação de MUST em outra subestação, considerando que o objeto 
da contratação anterior, na antiga subestação Salto Grande 88 kV, não mais 
existirá, devido ao desmonte da LD 88 kV Salto Grande – Andirá CD.” (Grifo 
nosso) 
 
100. 
Tendo em vista as opiniões divergentes da distribuidora40 e da transmissora41 sobre o caso, 
foi encaminhado o Memorando nº 76/2021–SGT/ANEEL42, de 27 de maio de 2021, para manifestação da 
SRT. Em sua resposta, encaminhada por meio do Memorando nº 45/2021–SRT/ANEEL43, de 10 de junho 
de 2021, a SRT manifestou-se pela glosa das receitas associadas: 
 
“2. Em resposta, informamos que solicitamos esclarecimentos da Copel 
Distribuição sobre o fato trazido pela Transmissora e, até reanálise do caso, 
sugerimos que o entendimento vigente desta SGT com relação ao Despacho nº 
722/2020-SRT seja mantido na inclusão no resultado do RTP 2021 da COPEL 
(processo 48500.004621/2020-18).” (Grifo nosso) 
 
101. 
Assim, foi calculada PA, para devolução aos consumidores da COPEL D, dos valores pagos 
após a entrada em operação da subestação Andira Leste, que, de acordo com o Termo Aditivo nº 52 ao 
CUST nº 127/2002, ocorreu em 23/9/2019. Ainda, a receita do Contrato de Concessão nº 059/2001, da 
CTEEP, foi ajustada conforme modelo DEA, descrita pelo Submódulo 9.1 do Proret. 
 
III.4.6.9 – Ratificação da data de entrada em operação dos cabos OPGW 24 fibras, autorizados pela 
Resolução Autorizativa nº 4.460, de 2013, pelo TLD ONS/256/8/2020. 
 
 
40 SIC 48513.015389/2020-00. 
41 SIC 48513.032261/2020-00 
42 SIC 48581.000846/2021-00 
43 SIC 48552.000713/2021-00

Pág. 25 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
102. 
Devido à inconformidade na emissão do TLONS/520/D/12/2017, de 08 de dezembro de 
2017, a ANEEL vem identificando os reforços autorizados pela Resolução Autorizativa nº 4.460, de 2013 
como previstos, o que faz com que o ONS não pague à CEEE-T os valores homologados e devidos por estes 
reforços desde sua entrada em operação.  
 
103. 
Em razão disso, a CEEE-T apresentou a carta GAB/DT079/202044, de 29 de setembro de 
2020, demonstrando o desencadeamento das interações com o ONS, das quais resultou a emissão do TLD 
ONS/256/8/2020. Por este ato, o operador ratifica a data de entrada em operação dos módulos 
identificados com IdMdl 23423 e 23424 como sendo 8 de dezembro de 2017. 
 
104. 
Assim, foi calculada PA para recomposição do direito da transmissora. 
 
III.4.6.10 – Ajustes em função da Resolução Homologatória nº 2.878, de 25 de maio de 2021. 
 
105. 
Em 31 de março de 2021, foram celebrados entre a União e a MEZ 5, o Contrato de 
Concessão nº 3/2021, e entre a União e a Energisa-AM, o Contrato de Concessão nº 9/2021. Aquele, 
concedeu a operação da subestação Porto Alegre 4, que anteriormente era de gestão da CEEE-T; este, a 
operação das instalações antes designadas à Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. - Amazonas 
GT. 
 
106. 
Em virtude de tais contratos, foram estabelecidas45, com vigência a partir de 1º de abril de 
2021, as receitas das instalações transferidas aos novos titulares e canceladas as receitas da CEEE-T, 
referentes à SE Porto Alegre 4. Além disso, foi definida PA Apuração a ser paga pela Amazonas GT à EAT, 
compreendendo o ajuste do período de 1/7/2020 a 31/3/2021. 
 
107. 
As receitas dos novos titulares das referidas instalações fazem parte daquelas que 
compõem o objeto do presente processo. Contudo, como comentado anteriormente, a cobrança dos 
Encargos de Conexão de uso exclusivo de distribuidoras somente pode ser realizada após sua 
consideração na resolução de homologação das tarifas das distribuidoras, como determinam o 
Submódulo 9.3 do Proret. 
 
108. 
Dessa forma, como as receitas com Encargos de Conexão da CEEE-T com a CEEE-D, e 
relativas ao ciclo 2020-2021, já haviam sido consideradas no processo tarifário 2020 da distribuidora, foi 
calcula PA referente aos duodécimos de receita dos meses de abril a junho de 2021, para ressarcimento 
à CEEE-D pela CEEE-T, no valor de R$ 1.596.294,10, a preços de junho de 2021. Ainda, foi calculada PA 
referente aos mesmos duodécimos para ressarcimento à MEZ 5 pela CEEE-D, no valor de R$ 110.874,60, 
a preços de junho de 2021. 
 
III.4.6.11 – Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 055/2001 
 
109. 
O Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 055/2011 estabeleceu na Cláusula 
Terceira, Primeira Subcláusula, que a RAP deste contrato deve ser acrescida do valor de R$ 10.954.101,95, 
a preços de junho de 2020. Esse montante foi atualizado para preços de junho de 2021, totalizando R$ 
 
44 SIC 48513.025512/2020-00 
45 Por meio da Resolução Homologatória nº 2.878, de 25 de maio de 2021.

Pág. 26 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
11.836.571,57 e foi considerado na PA Outros Ajustes a ser recebida pela CEEE-T. 
 
III.4.6.12 – Transferências de usuários e proprietários de ativos de transmissão 
 
110. 
No decurso do ciclo 2020-2021 foram identificadas situações de transferências de 
responsabilidade pelo pagamento de RAP, bem como de propriedade de alguns ativos. Em cada caso, 
foram verificados os impactos relativos à receita e à descrição de usuários e proprietários. Os casos 
identificados foram tratados conforme descrições a seguir.  
 
III.4.6.12.1 – Transferência de usuários da COPEL GT 
 
111. 
Por meio da Carta CRG-C/138/20204647, a COPEL GT identificou a necessidade de 
transferência de usuários de algumas de suas instalações em função das determinações constantes na 
Resolução Normativa nº 722, de 2016. Assim, além da transferência pelo pagamento dos ativos, foi 
calculada PA para devolver à COPEL DIS a parcela de receita associada a tais instalações após a 
transferência de uso das referidas instalações. 
 
112. 
Ainda por meio do item III à Carta CRG-C/138/2020, a COPEL GT identificou a necessidade 
outras transferências48 de titularidade, o que foi processado e consta no resultado das receitas a serem 
homologadas para o ciclo 2021-2022.  
 
III.4.6.12.2 – Transferência de titularidade dos ativos da LT 138 kV BIGUACU /FLORIANOPOLIS SC 
 
113. 
Por meio da carta CE DRP-0178/202049, de 4 de novembro de 2020, a CGT Eletrosul 
cientificou esta SGT da assinatura do Termo de Transferência nº 40004144. O referido documento 
homologou a mudança de titularidade dos equipamentos associados à LT 138 kV BIGUACU / 
FLORIANOPOLIS, da CGT Eletrosul para a Celesc, a partir de 30 de novembro de 2019. Dessa forma, foi 
calculada parcela de ajuste para devolver à distribuidora os valores pagos a título de Encargos de Conexão 
desde a referida data. Ainda, a parcela de receita associada ao componente financeiro fixada pela Portaria 
MME nº 120, de 2016, foi distribuída entre os módulos restantes do Contrato de Concessão nº 057/2001. 
Por fim, as demais receitas foram ajustadas conforme as regras regulatórias vigentes.  
 
 
 
III.4.6.12.3 – Transferência de DIT, conforme Despacho nº 748, de 2020 
 
114. 
O Despacho nº 748, de 17 de março de 2020, decidiu “anuir com a transferência dos ativos 
que compõem a SE Itaparica 69/13,8 kV, a LT 69 kV Zebu – Itaparica e a LT 69 kV Jaboatão – Recife II da 
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf para a Companhia Energética de Pernambuco – Celpe, 
nos termos da Resolução Normativa nº 758, de 2017”. 
 
 
46 SIC 48513.023287/2020-00. 
47 SIC 48513.023287/2020-00. 
48 A UEG Araucária Ltda., por meio da Carta C/059/2020 – DT (48513.021897/2020-00) ratifica um dos pedidos da COPEL-GT. 
49 48513.029071/2020-00

Pág. 27 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
115. 
Por meio da Carta CE-SOR-022/202150, de 10 de fevereiro de 2021, a Chesf cientificou a 
SGT da assinatura do Termo de Transferência de Instalações – TTI nº 001/2020, concretizando a 
transferência das citadas instalações em 30 de setembro de 2020. Assim, foram calculadas parcelas de 
ajuste para a Chesf devolver aos usuários51 das respectivas instalações os valores arrecadados a título de 
Encargos de Conexão no período pós-transferência.  
 
116. 
Ainda, cabe salientar que o valor do custo operacional associado a cada equipamento 
transferido foi calculado com base no Anexo III do Submódulo 9.1 do PRORET, sendo esse valor, portanto, 
cancelado conforme consta no Submódulo 9.7 do PRORET. Com relação ao componente financeiro da 
Portaria nº 120, de 2016, informa-se que este não foi cancelado, pois trata-se da remuneração de um 
serviço já prestado, sendo, portanto, re-rateado pelos demais módulos da transmissora. 
 
III.4.6.13 – Valores referentes à Pendências Impeditivas de Transmissoras. 
 
117. 
Em face das regras regulatórias contidas na Resolução Normativa nº 841, de 18 de 
dezembro de 2018, e atualmente recepcionadas pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 
2020, a Diretoria Colegiada da ANEEL determinou, por meio do Despacho nº 2.321, de 11 de agosto de 
2020, “(ii) estabelecer o valor de R$ 456.188,63 (quatrocentos e cinquenta e seis mil, cento e oitenta e 
oito reais e sessenta e três centavos) a ser custeado pela Chesf, conforme §3º do art. 10 da Resolução 
Normativa ANEEL 841, de 2018.” 
 
118. 
A referida determinação está relacionada com o estabelecimento de receitas que entrarem 
em operação comercial provisória com pendências impeditivas de terceiros, devendo ser custeadas pelo 
terceiro causador da pendência impeditiva identificada, no caso a Chesf.  
 
119. 
Sendo assim, em cumprimento à decisão, foram calculadas Parcelas de Ajuste para (a) 
Chesf pagar à Rede Básica (PA negativa) e para (b) Rede Básica repassar esse valor para a Odoyá (PA 
positiva). Salienta-se, conforme consta no voto que fundamentou o referido despacho, que a referência 
do valor homologado é junho de 2017. Assim, as parcelas mencionadas possuem valor de R$ 520.777,40 
 
 
 
 
 
III.4.6.14 – Demais decisões da Diretoria da ANEEL 
 
120. 
Durante o processo de elaboração da RAP para o ciclo 2021-2022, a SGT recebeu 
informações da SCT por meio dos Memorandos nº 47/2021-SCT/ANEEL52 e 148/2021-SCT/ANEEL53, ambos 
de 18 de junho de 2021, quanto a decisões da Diretoria que careciam de tratamento para o ciclo em 
elaboração. Ainda, tomamos conhecimento de outros atos emitidos e que também foram considerados. 
 
50 SIC 48513.003089/2021-00. 
51 Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, Companhia Energética de Pernambuco e usuários que utilizam, de forma 
compartilhada, o grupo GRP 69 kV ABAIXADORA / ZEBU, na SE Itaparica. 
52 SIC 48526.003118/2021-00. 
53  SIC 48526.003123/2021-00.

Pág. 28 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
A seguir, serão descritos os mesmos. 
 
III.4.6.14.1 – Despacho nº 3.058, de 2020. 
 
121. 
Conforme disposto no Despacho nº 3.058, de 26 de outubro de 2020, foram definidas (i) a 
receita referente ao Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão 
de Energia Elétrica nº 26/2017 e (ii) a respectiva PA. Salienta-se que a competência dos valores definidos 
pela Diretoria, conforme consta no VOTO que aprovou o referido ato, é outubro de 2016. Assim, a 
atualização e consideração de tais valores foram processados no cálculo da RAP. O lançamento do 
desconto definido pela Diretoria seguiu a proporção constante na Tabela 12, abaixo. 
 
Tabela 12 – Atualização e rateio do desconto definido pelo Despacho nº 3.058/2020. 
ITEM 
VALOR (R$) 
PA definida no ato legal (Ref. 10/2016): 
- 6.732.318,66 
PA atualizada 
- 8.129.956,89 
PA atualizada e definida para o Grupo RB 
- 3.693.863,61 
PA atualizada e definida para o Grupo RBF (ROSANA-230/138 kV) 
- 4.436.093,28 
 
III.4.6.14.2 – Resolução Autorizativa nº 10.145, de 2021. 
 
122. 
No âmbito do processo 48500.004266/2013-40, a Diretoria decidiu, por meio da Resolução 
Autorizativa nº 10.145, de 8 de junho de 2021, alterar a Resolução Autorizativa nº 4.294, de 2013, para 
prorrogar o prazo de permanência do 5º transformador trifásico 230/69 kV, de 100 MVA, na Subestação 
Teresina. Foi decido ainda que o recebimento da respectiva receita se dará por meio de Parcela de Ajuste 
no próximo Ciclo Tarifário das Transmissora, que se iniciará em 1º de julho de 2021. Assim, o valor 
homologado de R$ 1.113.596,98, a preços de junho de 2020, foi atualizado e inserido no resultado nas 
receitas para o ciclo 2021-2022. 
 
III.4.6.14.3 – Despacho nº 1.699/2021. 
 
123. 
Conforme no Despacho nº 1.699, de 15 de junho de 2021, foi decidido reconhecer os 
encargos de conexão devidos pela Cemig-D à SPTE pelo período de 7 de outubro de 2016 a 26 de 
novembro de 2017, para a 5ª EL 138 kV na SE Pirapora 2, sem o repasse desse valor no cálculo da tarifa 
dos consumidores da distribuidora.  
 
124. 
Conforme consta na instrução processual54, o referido equipamento é integrante das 
instalações de transmissão da SPTE e já autorizado pelo Inciso X, Art. 3° da Resolução Normativa nº 443, 
de 2011, recepcionado pena Resolução Normativa nº 905, de 2020. Dessa forma, identificado o 
equipamento e os custos associados, foi calculada PA de R$ 653.393,57 para destinar à SPTE os valores 
definidos pela Diretoria.  
 
III.5 – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS DAS ATUALIZAÇÕES DA RAP 
 
125. 
As receitas referentes às instalações de transmissão sob responsabilidade das 
 
54 Carta SPTE/BD/058/19 (SIC 48513.028341/2019-00-1 (ANEXO: 001)).
  ITEM      VALOR (R$)  
PA definida no ato legal (Ref. 10/2016):      - 6.732.318,66    
PA atualizada      - 8.129.956,89    
PA atualizada e definida para o Grupo RB      - 3.693.863,61    
PA atualizada e definida para o Grupo RBF (ROSANA-230/138 kV)      - 4.436.093,28    

Pág. 29 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
transmissoras para o ciclo 2021-2022 totalizam R$ 31.894.567.810,61, enquanto no período 2020-2021 
esse valor foi de R$ 31.373.219.900,46. Dessa forma, houve aumento no valor das receitas de 1,66% em 
relação ao ciclo anterior.  
 
126. 
Deste percentual, 11,42 p.p. referem-se ao reajuste previsto nos contratos e 9,76 p.p. 
negativos referem-se à expansão no sistema de transmissão, às alterações previstas no Despacho nº 
1.968, de 2021, e, principalmente, aos efeitos das revisões das receitas das concessionárias prorrogadas 
nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, considerando os efeitos do reperfilamento do componente 
financeiro da "RBSE/RPC", conforme Resoluções Homologatórias nº 2.845 a nº 2.853, de 2021. 
 
127. 
As Tabelas 13 a 16 totalizam os valores da RAP, por tipo, para o período 2021-2022. 
 
Tabela 13 – Receita Anual Permitida da Rede Básica (R$)  
Ref.: Jun-2021 
 
RBSE [1] 
RBNI [2] 
Acesso à RB 
[3] 
RBL [4] 
RMEL [5] 
TOTAL 
Rede 
Básica 
8.181.703.205,98 
1.592.360.458,75 
7.296.590,12 
16.041.434.620,34 
111.122.280,75 
25.933.917.155,94 
RB de 
Fronteira 
1.414.749.742,38 
728.515.192,92 
0,00 
593.377.096,92 
59.329.265,32 
2.795.971.297,54 
TOTAL 
9.596.452.948,36 
2.320.875.651,67 
7.296.590,12 
16.634.811.717,26 
170.451.546,07 
28.729.888.453,48 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta denominação. 
[2] Receitas de novas instalações autorizadas. 
[3] Receitas de conexões à Rede Básica. 
[4] Receitas das instalações licitadas. 
[5] Receitas das melhorias. 
Tabela 14 - Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão (R$) 
Ref.: Jun-2021 
 
RPC [1] 
RCDM [2] 
RPEC [3] 
RMEL [4] 
TOTAL 
DIT compartilhada 
330.168.889,61 
170.223.547,89 
10.626.712,49 
5.943.018,01 
516.962.168,00 
DIT de uso exclusivo 
1.649.445.373,89 
340.929.794,14 
135.792.050,63 
22.227.009,36 
2.148.394.228,02 
Total 
1.979.614.263,50 
511.153.342,03 
146.418.763,12 
28.170.027,37 
2.665.356.396,02 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta denominação. 
[2] Receitas de novas instalações autorizadas. 
[3] Receitas das instalações licitadas. 
[4] Receitas das melhorias. 
Tabela 15 –Receita Anual Permitida das Instalações de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração (R$) 
Ref.: Jun-2021 
RICG [1] 
RICGNI [2] 
RIEG [3] 
TOTAL 
81.527.258,72 
27.639.578,13 
27.417.416,61 
136.584.253,46 
[1] Receita relativa às ICG licitadas. 
[2] Receitas de novas ICG autorizadas. 
[3] Receita relativa às IEG licitadas. 
Tabela 16 – Receita Anual Permitida das Interligações Internacionais (R$)
  Ref.: Jun-2021                  
    RBSE [1]  RBNI [2]    Acesso à RB    RBL [4]  RMEL [5]  TOTAL  
          [3]          
    8.181.703.205,98  1.592.360.458,75  7.296.590,12      16.041.434.620,34  111.122.280,75    
    1.414.749.742,38  728.515.192,92  0,00      593.377.096,92  59.329.265,32    
TOTAL    9.596.452.948,36  2.320.875.651,67  7.296.590,12      16.634.811.717,26  170.451.546,07  28.729.888.453,48  
  RPC [1]  RCDM [2]  RPEC [3]  RMEL [4]  TOTAL
DIT compartilhada  330.168.889,61  170.223.547,89  10.626.712,49  5.943.018,01  516.962.168,00
DIT de uso exclusivo  1.649.445.373,89  340.929.794,14  135.792.050,63  22.227.009,36  2.148.394.228,02
Total  1.979.614.263,50  511.153.342,03  146.418.763,12  28.170.027,37  2.665.356.396,02
RICG [1]  RICGNI [2]  RIEG [3]  TOTAL
  27.639.578,13  27.417.416,61  

Pág. 30 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Ref.: Jun-2021 
REQ [1] 
REQNI [2] 
RMEL [3] 
TOTAL 
349.364.810,54 
13.213.707,43 
160.189,68 
362.738.707,65 
[1] Receita relativa às interligações internacionais equiparadas. 
[2] Receitas de novas instalações de interligações internacionais autorizadas. 
[3] Receitas das melhorias. 
128. 
A Tabela 17 relaciona, em ordem decrescente, a Receita Anual Permitida, referente às 
instalações em operação comercial em 30 de junho de 2021, das 177 empresas de transmissão, 
detentoras de 263 contratos de concessão. 
 
Tabela 17- Empresas detentoras de contratos de concessão e suas respectivas receitas 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/21 
1 
FURNAS-CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. 
4.434.472.148,70 
2 
COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO 
3.296.686.693,33 
3 
COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA 
2.356.989.242,35 
4 
CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S/A ELETRONORTE 
2.121.085.567,61 
5 
TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A 
1.737.884.919,54 
6 
XINGU RIO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
1.411.911.254,82 
7 
COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO BRASIL - 
ELETROBRAS CGT ELETROSUL 
1.181.056.897,96 
8 
COMPANHIA ESTADUAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-T 
782.272.595,85 
9 
CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A 
693.781.098,45 
10 
BELO MONTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A. 
680.301.739,13 
11 
COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. 
664.112.297,27 
12 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO MADEIRA S/A 
597.022.231,73 
13 
ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
519.944.218,92 
14 
PARANAÍTA RIBEIRÃOZINHO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
428.575.598,67 
15 
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A 
358.142.599,12 
16 
ENEL CIEN S.A 
354.312.591,43 
17 
NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
315.034.103,84 
18 
ITUMBIARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
268.674.010,37 
19 
TRANSMISSORA PARAÍSO DE ENERGIA S.A. 
262.657.974,21 
20 
MATA DE SANTA GENEBRA TRANSMISSÃO S.A 
261.991.395,15 
21 
MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A 
235.425.086,19 
22 
TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A. 
219.991.131,29 
23 
CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. 
206.375.511,89 
24 
PIRATININGA-BANDEIRANTES TRANSMISSORA DE ENERGIA LTDA 
185.553.308,29 
25 
MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
184.767.021,51 
26 
Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A 
184.456.086,90 
27 
INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
182.590.360,39 
28 
TRANSMISSORA CAMINHO DO CAFÉ S.A. 
178.596.350,90 
29 
Expansion Transmissão de Energia Elétrica S.A 
165.593.732,28 
30 
SERRA DA MESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
161.474.726,99 
31 
VEREDAS TRANSMISSORA DE ELETRICIDADE S.A. 
159.662.283,25 
32 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A. 
158.569.237,70 
33 
PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
156.283.566,64 
34 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO BAIANA S.A. 
155.331.423,55 
35 
Sistema de Transmissão Nordeste S.A 
149.910.262,81
REQ [1]  REQNI [2]  RMEL [3]  TOTAL
  13.213.707,43  160.189,68  
Posição  Empresa    RAP (R$)  
      Ref.: Jun/21  
  FURNAS-CENTRAIS ELÉTRICAS S.A.      
  COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO      
  COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA      
  CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S/A ELETRONORTE      
  TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A      
  XINGU RIO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO BRASIL -
ELETROBRAS CGT ELETROSUL      
  COMPANHIA ESTADUAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-T      
  CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A      
  BELO MONTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A.      
  COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A.      
  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO MADEIRA S/A      
  ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.      
  PARANAÍTA RIBEIRÃOZINHO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A      
  ENEL CIEN S.A      
  NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  ITUMBIARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A      
  TRANSMISSORA PARAÍSO DE ENERGIA S.A.      
  MATA DE SANTA GENEBRA TRANSMISSÃO S.A      
  MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A      
  TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A.      
  CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A.      
  PIRATININGA-BANDEIRANTES TRANSMISSORA DE ENERGIA LTDA      
  MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A      
  INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A      
  TRANSMISSORA CAMINHO DO CAFÉ S.A.      
  Expansion Transmissão de Energia Elétrica S.A      
  SERRA DA MESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  VEREDAS TRANSMISSORA DE ELETRICIDADE S.A.      
  EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A.      
  PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  EMPRESA DE TRANSMISSÃO BAIANA S.A.      
  Sistema de Transmissão Nordeste S.A      

Pág. 31 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/21 
36 
GIOVANNI SANGUINETTI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
140.030.345,59 
37 
ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
138.241.461,05 
38 
PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
133.944.853,84 
39 
LINHAS DE XINGU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
132.278.282,52 
40 
TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE ENERGIA S.A. - TSLE 
131.591.579,89 
41 
LT Triângulo S.A 
131.306.358,44 
42 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 3 SPE S.A. 
125.884.981,56 
43 
LINHAS DE MACAPÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
125.371.963,24 
44 
CANTAREIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
119.609.949,02 
45 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 4 SPE S.A. 
112.672.464,28 
46 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 7 SPE S.A. 
109.839.234,07 
47 
GUARACIABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
106.832.287,33 
48 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 5 SPE S.A. 
104.772.027,12 
49 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA GARANHUNS S.A 
103.741.802,55 
50 
SERRA DE IBIAPABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S A 
101.721.844,79 
51 
TROPICALIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
95.431.283,60 
52 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 1 SPE S.A. 
95.217.491,56 
53 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A. 
86.355.384,64 
54 
ARGO III TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
81.233.899,43 
55 
SPE SANTA LUCIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
81.167.355,15 
56 
Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A 
80.563.074,78 
57 
ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
80.389.103,29 
58 
Linhas de Transmissão do Itatim S.A 
78.819.061,06 
59 
Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A 
77.885.622,81 
60 
ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
77.209.781,33 
61 
EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
76.120.061,88 
62 
Jauru Transmissora de Energia S.A 
75.731.059,56 
63 
MIRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELETRICA S/A 
74.526.860,50 
64 
CANARANA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
74.360.615,12 
65 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A. 
73.790.521,72 
66 
GOIÁS TRANSMISSÃO S.A 
73.605.649,20 
67 
TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE ENERGIA S.A. 
73.008.279,42 
68 
TRANSMISSORA SERTANEJA DE ELETRICIDADE S.A. 
70.466.031,59 
69 
CACHOEIRA PAULISTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
70.415.406,15 
70 
TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A 
69.788.045,84 
71 
CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
69.114.305,89 
72 
Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A 
66.541.002,52 
73 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S A 
65.524.417,93 
74 
ETAP EMPRESA TRANSMISSORA AGRESTE POTIGUAR S.A. 
61.937.128,01 
75 
VILA DO CONDE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
61.388.618,52 
76 
TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A. 
58.274.198,52 
77 
ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. 
56.081.580,91 
78 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAQUERE S.A. 
55.380.691,51 
79 
AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. 
55.206.319,85 
80 
LINHAS DE ENERGIA DO SERTÃO TRANSMISSORA S.A. 
54.934.845,24 
81 
COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO 
54.364.929,57 
82 
SÃO JOÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
53.852.702,18 
83 
EDP TRANSMISSÃO MA I S.A. 
53.507.045,36
Posição  Empresa    RAP (R$)  
      Ref.: Jun/21  
  GIOVANNI SANGUINETTI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  LINHAS DE XINGU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE ENERGIA S.A. - TSLE      
  LT Triângulo S.A      
  EQUATORIAL TRANSMISSORA 3 SPE S.A.      
  LINHAS DE MACAPÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  CANTAREIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  EQUATORIAL TRANSMISSORA 4 SPE S.A.      
  EQUATORIAL TRANSMISSORA 7 SPE S.A.      
  GUARACIABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  EQUATORIAL TRANSMISSORA 5 SPE S.A.      
  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA GARANHUNS S.A      
  SERRA DE IBIAPABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S A      
  TROPICALIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  EQUATORIAL TRANSMISSORA 1 SPE S.A.      
  EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A.      
  ARGO III TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.      
  SPE SANTA LUCIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A      
  ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  Linhas de Transmissão do Itatim S.A      
  Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A      
  ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.      
  Jauru Transmissora de Energia S.A      
  MIRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELETRICA S/A      
  CANARANA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A.      
  GOIÁS TRANSMISSÃO S.A      
  TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE ENERGIA S.A.      
  TRANSMISSORA SERTANEJA DE ELETRICIDADE S.A.      
  CACHOEIRA PAULISTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A      
  CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A      
  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S A      
  ETAP EMPRESA TRANSMISSORA AGRESTE POTIGUAR S.A.      
  VILA DO CONDE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A.      
  ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A.      
  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAQUERE S.A.      
  AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.      
  LINHAS DE ENERGIA DO SERTÃO TRANSMISSORA S.A.      
  COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO      
  SÃO JOÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  EDP TRANSMISSÃO MA I S.A.      

Pág. 32 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/21 
84 
SÃO PEDRO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
52.886.973,57 
85 
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. 
52.861.955,82 
86 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE E NORDESTE S/A 
52.802.008,83 
87 
Sistema de Transmissão Catarinense S.A 
52.395.698,24 
88 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ALTO URUGUAI S.A. 
51.664.927,61 
89 
BRILHANTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SA 
51.664.381,20 
90 
Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A 
51.140.773,63 
91 
Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A 
48.946.633,25 
92 
POÇOS DE CALDAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
47.207.188,47 
93 
TRIÂNGULO MINEIRO TRANSMISSORA S.A. 
45.595.369,32 
94 
MGE TRANSMISSÃO S.A. 
45.467.227,94 
95 
ENERGISA GOIÁS TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. 
44.437.721,81 
96 
Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica 
43.634.184,24 
97 
RIBEIRÃO PRETO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
42.414.814,70 
98 
VALE DO SÃO BARTOLOMEU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
42.286.083,33 
99 
Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A 
41.999.262,43 
100 
NEOENERGIA DOURADOS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
41.254.632,07 
101 
SUBESTAÇÃO ÁGUA AZUL SPE S.A. 
39.918.014,25 
102 
MANTIQUEIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
39.485.503,47 
103 
INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
39.350.718,50 
104 
AETE - AMAZÔNIA EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
38.881.838,97 
105 
LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA SA 
37.710.497,83 
106 
EDP TRANSMISSÃO MA II S.A. 
36.564.416,18 
107 
ETC - EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A. 
35.954.881,37 
108 
COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO 
34.154.101,10 
109 
COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO 
33.420.594,47 
110 
CGI - TRANSMISSORA CAMPINA GRANDE IGARAÇU S.A. 
33.234.874,69 
111 
LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A. 
31.876.664,94 
112 
BRASNORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
30.788.097,02 
113 
Iracema Transmissora de Energia S.A. 
29.593.671,36 
114 
SE VINEYARDS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
29.299.993,40 
115 
POTIGUAR SUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
28.576.499,22 
116 
COMPANHIA DE TRANSMISSÃO CENTROESTE DE MINAS 
28.501.811,90 
117 
ARCOVERDE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
27.822.969,75 
118 
ARARAQUARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
27.287.503,48 
119 
CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
26.076.154,03 
120 
Uirapuru Transmissora de Energia S.A 
25.999.514,07 
121 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A 
25.407.518,72 
122 
EDP TRANSMISSÃO S.A. 
25.345.913,39 
123 
SPE SANTA MARIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
25.323.654,34 
124 
EVOLTZ VI - CAMPOS NOVOS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
25.021.415,91 
125 
Transenergia São Paulo S.A. 
24.570.005,05 
126 
EVOLTZ IV - SÃO MATEUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
22.939.743,29 
127 
FRONTEIRA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
22.566.943,88 
128 
SE NARANDIBA S.A. 
22.269.018,24 
129 
TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A. 
22.073.481,29 
130 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A. 
21.862.162,35 
131 
ENERGISA AMAZONAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
21.704.748,00
Posição  Empresa    RAP (R$)  
      Ref.: Jun/21  
  SÃO PEDRO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A.      
  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE E NORDESTE S/A      
  Sistema de Transmissão Catarinense S.A      
  EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ALTO URUGUAI S.A.      
  BRILHANTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SA      
  Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A      
  Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A      
  POÇOS DE CALDAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  TRIÂNGULO MINEIRO TRANSMISSORA S.A.      
  MGE TRANSMISSÃO S.A.      
  ENERGISA GOIÁS TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A.      
  Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica      
  RIBEIRÃO PRETO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  VALE DO SÃO BARTOLOMEU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A      
  NEOENERGIA DOURADOS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.      
  SUBESTAÇÃO ÁGUA AZUL SPE S.A.      
  MANTIQUEIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  AETE - AMAZÔNIA EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA SA      
  EDP TRANSMISSÃO MA II S.A.      
  ETC - EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A.      
  COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO      
  COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO      
  CGI - TRANSMISSORA CAMPINA GRANDE IGARAÇU S.A.      
  LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A.      
  BRASNORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A      
  Iracema Transmissora de Energia S.A.      
  SE VINEYARDS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.      
  POTIGUAR SUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.      
  COMPANHIA DE TRANSMISSÃO CENTROESTE DE MINAS      
  ARCOVERDE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.      
  ARARAQUARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  Uirapuru Transmissora de Energia S.A      
  EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A      
  EDP TRANSMISSÃO S.A.      
  SPE SANTA MARIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  EVOLTZ VI - CAMPOS NOVOS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  Transenergia São Paulo S.A.      
  EVOLTZ IV - SÃO MATEUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      
  FRONTEIRA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A      
  SE NARANDIBA S.A.      
  TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A.      
  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A.      
  ENERGISA AMAZONAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      

Pág. 33 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/21 
132 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DE MINAS GERAIS S.A. 
21.692.950,45 
133 
MARUMBI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
21.474.192,76 
134 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ESPÍRITO SANTO S.A. - ETES 
20.086.366,42 
135 
EVOLTZ V - LONDRINA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
19.543.516,89 
136 
Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A 
19.337.439,60 
137 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA TIBAGI S.A. 
19.194.357,95 
138 
LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA TRANSMISSORA S.A 
17.957.623,23 
139 
EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA. 
17.889.819,88 
140 
MARIANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. 
17.754.450,99 
141 
EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA DO NORDESTE S/A 
17.294.157,51 
142 
ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
17.076.977,17 
143 
ATLÂNTICO - CONCESSIONARIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO BRASIL S. A. 
16.542.094,23 
144 
CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MORRO AGUDO LTDA. 
16.411.994,84 
145 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE VÁRZEA GRANDE S.A. - ETVG 
16.363.171,98 
146 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. - ETEM 
16.156.769,84 
147 
EVOLTZ VII - FOZ DO IGUAÇU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
16.105.905,91 
148 
NEOENERGIA ATIBAIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
16.076.842,60 
149 
Pedras Transmissora de Energia S.A 
15.877.965,25 
150 
Empresa Santos Dumont de Energia S.A. 
15.680.217,61 
151 
NEOENERGIA BIGUAÇU TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
15.296.960,38 
152 
OURILÂNDIA DO NORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
15.033.823,39 
153 
COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
14.777.564,48 
154 
NEOENERGIA SOBRAL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
14.634.241,56 
155 
TRANSENERGIA GOIÁS S.A. 
14.292.066,86 
156 
GUAÍRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
14.094.241,86 
157 
LAGOA NOVA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A 
13.889.600,06 
158 
CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA PIRACICABA LTDA. 
13.285.648,16 
159 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A. 
12.990.053,69 
160 
ARTEON Z2 ENERGIA S.A. 
12.745.214,98 
161 
ARTEON Z1 ENERGIA S.A. 
11.266.925,30 
162 
GEOGROUP PARANAITA TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A. 
10.908.743,94 
163 
PANTANAL TRANSMISSAO S.A. 
10.179.879,21 
164 
TRANSMISSORA PORTO ALEGRENSE DE ENERGIA S/A 
9.855.853,76 
165 
LIGHT ENERGIA S.A 
9.682.105,40 
166 
EVOLTZ VIII - TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
8.896.278,58 
167 
FIRMINOPOLIS TRANSMISSAO S.A. 
8.765.108,84 
168 
BRE IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE PROPÓSITO 
ESPECÍFICO LTDA 
8.632.084,43 
169 
Coqueiros Transmissora de Energia S.A 
8.222.529,87 
170 
SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
7.951.845,64 
171 
TRANSNORTE ENERGIA S.A 
7.271.778,67 
172 
SÃO GOTARDO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
5.962.591,57 
173 
CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A. 
5.894.734,19 
174 
BRILHANTE II TRANSMISSORA DE ENERGIA SA 
4.934.807,02 
175 
MEZ 5 ENERGIA LTDA. 
4.757.992,36 
176 
LAGO AZUL TRANSMISSÃO S.A. 
4.705.476,56 
177 
ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A. 
3.359.004,86 
TOTAL 
31.894.567.810,61
Posição    Empresa      RAP (R$)  
          Ref.: Jun/21  
    INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DE MINAS GERAIS S.A.        
    MARUMBI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.        
    EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ESPÍRITO SANTO S.A. - ETES        
    EVOLTZ V - LONDRINA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.        
    Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A        
    INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA TIBAGI S.A.        
    LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA TRANSMISSORA S.A        
    EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA.        
    MARIANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.        
    EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA DO NORDESTE S/A        
    ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A        
    ATLÂNTICO - CONCESSIONARIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO BRASIL S. A.        
    CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MORRO AGUDO LTDA.        
    EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE VÁRZEA GRANDE S.A. - ETVG        
    EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. - ETEM        
    EVOLTZ VII - FOZ DO IGUAÇU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.        
    NEOENERGIA ATIBAIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.        
    Pedras Transmissora de Energia S.A        
    Empresa Santos Dumont de Energia S.A.        
    NEOENERGIA BIGUAÇU TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.        
    OURILÂNDIA DO NORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.        
    COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.        
    NEOENERGIA SOBRAL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.        
    TRANSENERGIA GOIÁS S.A.        
    GUAÍRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.        
    LAGOA NOVA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A        
    CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA PIRACICABA LTDA.        
    INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A.        
    ARTEON Z2 ENERGIA S.A.        
    ARTEON Z1 ENERGIA S.A.        
    GEOGROUP PARANAITA TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A.        
    PANTANAL TRANSMISSAO S.A.        
    TRANSMISSORA PORTO ALEGRENSE DE ENERGIA S/A        
    LIGHT ENERGIA S.A        
    EVOLTZ VIII - TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.        
    FIRMINOPOLIS TRANSMISSAO S.A.        
    BRE IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE PROPÓSITO
ESPECÍFICO LTDA        
    Coqueiros Transmissora de Energia S.A        
    SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.        
    TRANSNORTE ENERGIA S.A        
    SÃO GOTARDO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A        
    CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A.        
    BRILHANTE II TRANSMISSORA DE ENERGIA SA        
    MEZ 5 ENERGIA LTDA.        
    LAGO AZUL TRANSMISSÃO S.A.        
    ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A.        
  TOTAL        31.894.567.810,61  

Pág. 34 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
129. 
O Anexo I apresenta, por contrato de concessão, os resultados consolidados das 
atualizações das Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão de energia elétrica com 
vigência a partir de 1º de julho de 2021. Além disso, nos Anexos II e III são apresentados, de maneira 
detalhada, os encargos de conexão de DIT de uso exclusivo de distribuidoras e de DIT de uso exclusivo de 
geradores e consumidores, respectivamente. 
 
130. 
Os valores das Receitas Anuais Permitidas de concessionárias de transmissão licitadas que 
entrarão em operação comercial durante do período 2021-2022 são apresentados no Anexo IV. 
 
131. 
Os valores das Receitas Anuais Permitidas das instalações de transmissão licitadas e 
autorizadas previstas para entrarem em operação comercial ao longo do período 2021-2022 são 
apresentados no Anexo V. 
 
132. 
No Anexo VI são apresentados, por contrato de concessão, os valores da Parcela de Ajuste 
para o período 2021-2022. 
 
133. 
Os valores dos encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG são apresentados 
no Anexo VII. 
 
134. 
No Anexo VIII são apresentadas as parcelas de RAP referentes às Interligações 
Internacionais com suas respectivas Parcelas de Ajuste. 
 
135. 
As transmissoras que, de acordo com seus respectivos contratos de concessão, não têm o 
valor referente ao dispêndio com PIS/Pasep e Cofins incluídas em sua RAP estão listadas no Anexo IX. 
 
136. 
Devido à necessidade de informar o detalhamento dos ativos de transmissão com as 
respectivas receitas, são apresentados no Anexo X, em planilhas eletrônicas, os ativos das concessionárias 
de transmissão com as respectivas receitas associadas em operação até 30 de junho 2021, bem como as 
instalações previstas para entrarem em operação durante o ciclo 2021-2022, e a lista dos ativos de 
conexão associados aos usuários e encargos a serem pagos. 
 
137. 
As instalações contidas no Anexo X estão em planilhas eletrônicas e representadas de 
acordo com classificação disposta pela Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, contemplando tanto 
as instalações integrantes da Rede Básica e Rede Básica Fronteira, quanto àquelas classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão. 
 
138. 
No Anexo XI são apresentadas as planilhas utilizadas no cálculo da PA, as geradas pelo 
SIGET, bem como planilhas auxiliares para conferência dos cálculos realizados no reajuste. 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
139. 
Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; nº 9.074, de 7 de julho de 1995; nº 9.427, de 26 
de dezembro de 1996; nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; e nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 
Resoluções Normativas nº 67, de 8 de junho de 2004; nº 68, de 8 de junho de 2004; nº 320, 11 de junho 
de 2008; nº 905, de 8 de dezembro de 2020; nº 906, de 8 de dezembro de 2020; Contratos de Concessão

Pág. 35 da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
de Transmissão; Submódulos 9.1, 9.3, 9.7 e 10.4 dos Procedimentos de Revisão Tarifária – Proret. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
140. 
Diante do exposto, concluímos pelo estabelecimento das Receitas Anuais Permitidas 
visando remunerar a disponibilização das instalações de transmissão sob responsabilidade de 
concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica, para o período de 1º de julho de 
2021 a 30 de junho de 2022, conforme os anexos desta Nota Técnica. 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
141. 
Desta forma, recomendamos a publicação de Resolução Homologatória que estabeleça as 
Receitas Anuais Permitidas pela disponibilização das instalações de transmissão sob responsabilidade de 
concessionárias de transmissão de energia elétrica, com vigência a partir de 1º de julho de 2021, conforme 
Anexos I a IX desta Nota Técnica. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
JORGE CAETANO PEREIRA JÚNIOR 
Especialista em Regulação 
 
(Assinado digitalmente) 
WENDELL CASSEMIRO DA SILVA 
Técnico Administrativo 
 
(Assinado digitalmente) 
DENIS PEREZ JANNUZZI 
Especialista em Regulação 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária