* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Nota Técnica nº 082/2022-SGT/ANEEL 
 
Em 26 de maio de 2022. 
 
 
Processo: 48500.000375/2021-06. 
 
Assunto: Pedidos de Reconsideração interpostos 
contra a Resolução Homologatória nº 2.895, de 13 de 
julho de 2021.  
 
  
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
Subsidiar a Diretoria Colegiada da ANEEL na decisão quanto aos Pedidos de Reconsideração 
interpostos em face da Resolução Homologatória (REH) nº 2.895, de 13 de julho de 2021. 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Resolução Homologatória nº 2.895, de 2021, estabeleceu as Receitas Anuais Permitidas 
– RAP pela disponibilização das instalações 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. 
 
3. 
O Quadro 1 apresenta os pedidos de reconsideração interpostos contra o resultado da RAP 
estabelecido pela Resolução Homologatória nº 2.895, de 2021. 
 
Agente(s) 
SIC 
MGE  
48513.019692/2021-00 
CEMIG GT 
48513.020208/2021-00 
Ie Aguapeí 
48513.020253/2021-00 
IeMadeira 
48513.020328/2021-00 
ABRATE 
48513.020321/2021-00 
NTE; SÃO PEDRO; TAESA 
48513.020325/2021-00 
Concessionárias TBE 
48513.020304/2021-00 
IeGaranhuns 
48513.020308/2021-00 
Grupo Quantum 
48513.020305/2021-00 
Grupo Equatorial 
48513.020309/2021-00 
Grupo ARGO 
48513.020326/2021-00 
Arteon Z1 
48513.020258/2021-00 
Arteon Z2 
48513.020260/2021-00 
Mantiqueira 
48513.020281/2021-00 
Chesf 
48513.020301/2021-00 
IeAguapeí 
48513.020253/2021-00 
Furnas 
48513.020346/2021-00 
48513.022809/2021-00
  Agente(s)      SIC  
MGE      48513.019692/2021-00    
CEMIG GT      48513.020208/2021-00    
Ie Aguapeí      48513.020253/2021-00    
IeMadeira      48513.020328/2021-00    
ABRATE      48513.020321/2021-00    
NTE; SÃO PEDRO; TAESA      48513.020325/2021-00    
Concessionárias TBE      48513.020304/2021-00    
IeGaranhuns      48513.020308/2021-00    
Grupo Quantum      48513.020305/2021-00    
Grupo Equatorial      48513.020309/2021-00    
Grupo ARGO      48513.020326/2021-00    
Arteon Z1      48513.020258/2021-00    
Arteon Z2      48513.020260/2021-00    
Mantiqueira      48513.020281/2021-00    
Chesf      48513.020301/2021-00    
IeAguapeí      48513.020253/2021-00    
Furnas      48513.020346/2021-00
48513.022809/2021-00    

Pág. 2 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Agente(s) 
SIC 
 
COPEL 
48513.020341/2021-00 
48513.022818/2021-00 
CELG GT 
48513.020338/2021-00 
CGT Eletrosul 
48513.020334/2021-00 
CEEE 
48513.020332/2021-00 
EDP T;  EDP MA II 
48513.020350/2021-00 
ETVG 
48513.020361/2021-00 
ETES 
48513.020357/2021-00 
Evrecy 
48513.020356/2021-00 
IeItaquere 
48513.020363/2021-00 
Eletronorte 
48513.020344/2021-00 
48513.022864/2021-00 
ONTE 
48513.020349/2021-00 
CTEEP 
48513.020352/2021-00 
48513.020354/2021-00  (idênticos) 
ETB 
48513.020355/2021-00 
IeBiguaçu 
48513.020358/2021-00 
48513.020360/2021-00 (idênticos) 
ETEM 
48513.020359/2021-00 
TME 
48513.020362/2021-00 
ETAP 
48513.020364/2021-00 
Macapá 
48513.020365/2021-00 
ETC 
48513.020367/2021-00 
Grupo CELEO 
8513.020378/2021-00 
PBTE 
48513.020376/2021-00 
GSTE 
48513.020379/2021-00 
IeJapi 
48513.020370/2021-00 
IENNE 
48513.020375/2021-00 
LTTE 
48513.020369/2021-00 
IePinheiros 
48513.020371/2021-00 
Iesul 
48513.020372/2021-00 
IeTibagi 
48513.020373/2021-00 
IeMG 
48513.020374/2021-00 
MEZ 5 
E-mail* 
Grupo Neoenergia 
48513.020327/2021-00 
TPE 
48513.020353/2021-00 
IeItapura 
48513.020366/2021-00 
IeItaunas 
48513.020368/2021-00 
Quadro 1 – Agentes que interpuseram pedidos de reconsideração contra a REH nº 2.895/2021.  
 
4. 
Expirado o prazo para envio de recurso, o Grupo Energisa realizou reunião com a 
SGT/ANEEL a fim de apresentar questionamentos relacionados com o resultado da REH nº 2.895/2021. 
Por não haver uma representação formal dos questionamentos, os mesmos foram tratados na seção 
relativa à revisões autotutelares realizadas no processo de recurso à RAP do ciclo 2021-2022.  
 
5. 
Em face de erros materiais e pedidos extraordinários de agentes alcançados pela Resolução
  Agente(s)      SIC  
          
COPEL      48513.020341/2021-00
48513.022818/2021-00    
CELG GT      48513.020338/2021-00    
CGT Eletrosul      48513.020334/2021-00    
CEEE      48513.020332/2021-00    
EDP T; EDP MA II      48513.020350/2021-00    
ETVG      48513.020361/2021-00    
ETES      48513.020357/2021-00    
Evrecy      48513.020356/2021-00    
IeItaquere      48513.020363/2021-00    
Eletronorte      48513.020344/2021-00
48513.022864/2021-00    
ONTE      48513.020349/2021-00    
CTEEP      48513.020352/2021-00
48513.020354/2021-00 (idênticos)    
ETB      48513.020355/2021-00    
IeBiguaçu      48513.020358/2021-00
48513.020360/2021-00 (idênticos)    
ETEM      48513.020359/2021-00    
TME      48513.020362/2021-00    
ETAP      48513.020364/2021-00    
Macapá      48513.020365/2021-00    
ETC      48513.020367/2021-00    
Grupo CELEO      8513.020378/2021-00    
PBTE      48513.020376/2021-00    
GSTE      48513.020379/2021-00    
IeJapi      48513.020370/2021-00    
IENNE      48513.020375/2021-00    
LTTE      48513.020369/2021-00    
IePinheiros      48513.020371/2021-00    
Iesul      48513.020372/2021-00    
IeTibagi      48513.020373/2021-00    
IeMG      48513.020374/2021-00    
MEZ 5      E-mail*    
Grupo Neoenergia      48513.020327/2021-00    
TPE      48513.020353/2021-00    
IeItapura      48513.020366/2021-00    
IeItaunas      48513.020368/2021-00    

Pág. 3 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Homologatória nº 2.895, de 2021, foi encaminhado o Ofício Circular nº 19/2021-SGT/ANEEL1, de 16 de 
agosto de 2021, às empresas afetadas pelo resultado parcial das ações que seriam consideradas a título 
de retificação. Em resposta, recebemos, além de contribuições manifestadas por reuniões, e-mails e 
ligações, os seguintes documentos: 
 
Agente 
SIC 
Arcoverde 
48513.022701/2021-00 
48513.025290/2021-00 
Copel  
48513.022818/2021-00 
Grupo Quantum 
48513.025579/2021-00 
Furnas 
48513.022809/2021-00 
Macapá 
48513.022841/2021-00 
Transiparé 
48513.024509/2021-00 
LTTE 
48513.022839/2021-00 
MSG 
48513.025501/2021-00 
Quadro 2 – Manifestações aos dados preliminares da retificação da REH nº 2.895/2021.  
 
6. 
Por fim, foi publicada retificação do resultado da RAP para o ciclo 2021-2022 por meio da 
Resolução Homologatória nº 2.959, de 5 de outubro de 2021. As Notas Técnicas nº 212/2021-SGT/ANEEL2 
e nº 228/2021-SGT/ANEEL3 fundamentaram a retificação. Salienta-se que, na oportunidade, parte dos 
pedidos apresentados no quadro 1 foram tratados, em especial os de repercussão geral identificada e os 
de baixa complexidade e volume de tratamento.  
 
7. 
Reforça-se que após a publicação da Resolução Homologatória nº 2.959, de 2021, foram 
recebidas diversas manifestações, conforme quadro abaixo. Contudo, de forma geral, referiram-se a 
reforços das manifestações já encaminhadas. 
 
Agente 
SIC 
Grupo ARGO (Argo III) 
48513.029075/2021-00 
CPFL 
48513.029104/2021-00 
CTEEP 
48513.029000/2021-00 
Eletrosul 
48513.029229/2021-00 
Evrecy 
48513.029001/2021-00 
IeAguapeí 
48513.029002/2021-00 
IeBiguaçu 
48513.029003/2021-00 
IeItapura 
48513.029004/2021-00 
IeItaquere 
48513.029005/2021-00 
IeItaunas 
48513.029006/2021-00 
IeJapi 
48513.029007/2021-00 
IeMG 
48513.029011/2021-00 
IENNE 
48513.029013/2021-00 
IePinheiros 
48513.029008/2021-00 
IeSul 
48513.029009/2021-00 
IeTibagi 
48513.029010/2021-00 
 
1 SIC nº 48581.001273/2021-00 
2 SIC nº 48581.001383/2021-00 
3 SIC nº 48581.001509/2021-00
  Agente      SIC  
Arcoverde      48513.022701/2021-00
48513.025290/2021-00    
Copel      48513.022818/2021-00    
Grupo Quantum      48513.025579/2021-00    
Furnas      48513.022809/2021-00    
Macapá      48513.022841/2021-00    
Transiparé      48513.024509/2021-00    
LTTE      48513.022839/2021-00    
MSG      48513.025501/2021-00    
  Agente      SIC  
Grupo ARGO (Argo III)      48513.029075/2021-00    
CPFL      48513.029104/2021-00    
CTEEP      48513.029000/2021-00    
Eletrosul      48513.029229/2021-00    
Evrecy      48513.029001/2021-00    
IeAguapeí      48513.029002/2021-00    
IeBiguaçu      48513.029003/2021-00    
IeItapura      48513.029004/2021-00    
IeItaquere      48513.029005/2021-00    
IeItaunas      48513.029006/2021-00    
IeJapi      48513.029007/2021-00    
IeMG      48513.029011/2021-00    
IENNE      48513.029013/2021-00    
IePinheiros      48513.029008/2021-00    
IeSul      48513.029009/2021-00    
IeTibagi      48513.029010/2021-00    

Pág. 4 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Agente 
SIC 
Macapá 
48513.027218/2021-00 
LTTE 
48513.027220/2021-00 
Quadro 3 – Manifestações após a retificação da REH nº 2.895/2021.  
 
8. 
Em 3 de setembro de 2021, essa Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou, 
às Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT e 
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE, o Memorando-Circular nº 005/2021 
-SGT/ANEEL4, solicitando a análise dos recursos que seriam de mérito destas Uorgs. Em resposta às 
análises solicitadas, recebemos os memorandos nº 327/2021-SFE/ANEEL5, de 21 de setembro de 2021, e 
nº 255/2021-SCT/ANEEL6, 24 de novembro de 2021. 
 
III - DA ANÁLISE 
 
III.1 – Do apoio necessário às análises dos pedidos de reconsideração 
 
9. 
Inicialmente, salienta-se que, no decorrer da análise das questões suscitadas, a SGT teve 
que contar, além das respostas encaminhadas pelas Uorgs, com a colaboração ativa de diversos servidores 
da SCT, SFE, SRM e SRT, além da equipe terceirizada da SGI que mantém o Siget. Tais ações foram 
necessárias devido ao quadro de servidores da SGT ter sofrido baixas nos últimos anos em virtude de 
exonerações, cessões, aposentadorias, posse em outros cargos inacumuláveis e transferências para 
outras Uorgs. Reforça-se que sem o referido auxílio, a presente análise não teria sido possível. 
 
III.2 – Da análise dos pleitos individuais dos agentes 
 
 
10. 
De maneira a individualizar os pleitos encaminhados e facilitar a identificação das 
recomendações em cada caso, as análises foram realizadas individualmente, dividindo-se apenas quanto 
à nossa recomendação geral para cada agente. Assim, segue abaixo o relatório geral das análises e a 
identificação do correspondente anexo. 
 
Agente 
Resultado Final 
Anexo 
ABRATE 
Acatado 
A 
Arteon Z1 
Acatado 
A 
EDP T; EDP MA II 
Acatado 
A 
ETVG 
Acatado 
A 
IeGaranhuns 
Acatado 
A 
IeMadeira 
Acatado 
A 
Mantiqueira 
Acatado 
A 
MGE  
Acatado 
A 
Grupo Quantum 
Acatado 
A 
Grupo CELEO 
Acatado 
A 
ETAP 
Acatado 
A 
ETB 
Acatado 
A 
 
4 SIC nº 48581.001398/2021-00 
5 SIC nº 48534.003200/2021-00 
6 SIC nº 48526.006023/2021-00
  Agente      SIC  
Macapá      48513.027218/2021-00    
LTTE      48513.027220/2021-00    
  Agente      Resultado Final      Anexo  
ABRATE      Acatado      A    
Arteon Z1      Acatado      A    
EDP T; EDP MA II      Acatado      A    
ETVG      Acatado      A    
IeGaranhuns      Acatado      A    
IeMadeira      Acatado      A    
Mantiqueira      Acatado      A    
MGE      Acatado      A    
Grupo Quantum      Acatado      A    
Grupo CELEO      Acatado      A    
ETAP      Acatado      A    
ETB      Acatado      A    

Pág. 5 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Agente 
Resultado Final 
Anexo 
ETC 
Acatado 
A 
ETEM 
Acatado 
A 
ETES 
Acatado 
A 
Macapá 
Acatado 
A 
MEZ 5 
Acatado 
A 
TPE 
Acatado 
A 
LTTE 
Acatado 
A 
Grupo Equatorial 
Acatado 
A 
Grupo ARGO 
Acatado parcialmente 
B 
Arteon Z2 
Acatado parcialmente 
B 
CEEE 
Acatado parcialmente 
B 
CEMIG GT 
Acatado parcialmente 
B 
CGT Eletrosul 
Acatado parcialmente 
B 
COPEL 
Acatado parcialmente 
B 
Concessionárias TBE 
Acatado parcialmente 
B 
Furnas 
Acatado Parcialmente 
B 
TAESA; NTE; SÃO PEDRO 
Acatado parcialmente 
B 
Grupo Neoenergia 
Acatado parcialmente 
B 
CTEEP 
Acatado Parcialmente 
B 
Eletronorte 
Acatado parcialmente 
B 
Chesf 
Acatado parcialmente 
B 
Evrecy 
Acatado parcialmente 
B 
IeItapura 
Acatado parcialmente 
B 
IeItaquere 
Acatado parcialmente 
B 
IeJapi 
Acatado parcialmente 
B 
IeMG 
Acatado parcialmente 
B 
IePinheiros 
Acatado parcialmente 
B 
Iesul 
Acatado parcialmente 
B 
IeTibagi 
Acatado parcialmente 
B 
ONTE 
Acatado parcialmente 
B 
TME 
Acatado parcialmente 
B 
Ie Aguapeí 
Acatado parcialmente 
B 
IENNE 
Acatado parcialmente 
B 
CELG GT 
Negado 
C 
IeBiguaçu 
Negado 
C 
IeItaunas 
Negado 
C 
PBTE 
Negado 
C 
GSTE 
Negado 
C 
Arcoverde 
Não considerado (mérito apreciado) 
D 
ATE III; STE 
Não considerado (mérito apreciado) 
D 
BMTE 
Não considerado (mérito apreciado) 
D 
Quadro 4 – Resumo das recomendações em fase dos recursos contra a REH nº 2.895/2021.  
 
11. 
De forma resumida, considerando os recursos reconhecidos, foram apresentados 163 
pleitos por 50 agentes diferentes. No total, 104 pleitos foram acatados, 13 pleitos foram acatados 
parcialmente e 46 foram negados. Além disso, 3 agentes não tiveram seus recursos reconhecidos, dada 
sua intempestividade. Contudo, analisamos os referidos méritos e, dos 6 pleitos apresentados, 2 foram 
acatados e 4 negados. Por fim, o Grupo Energisa encaminhou 5 questionamentos informais ao resultado 
da RAP. Analisando estes como pleitos (item III.3.11), 4 foram acatados e 1 negado.
  Agente      Resultado Final      Anexo  
ETC      Acatado      A    
ETEM      Acatado      A    
ETES      Acatado      A    
Macapá      Acatado      A    
MEZ 5      Acatado      A    
TPE      Acatado      A    
LTTE      Acatado      A    
Grupo Equatorial      Acatado      A    
Grupo ARGO      Acatado parcialmente      B    
Arteon Z2      Acatado parcialmente      B    
CEEE      Acatado parcialmente      B    
CEMIG GT      Acatado parcialmente      B    
CGT Eletrosul      Acatado parcialmente      B    
COPEL      Acatado parcialmente      B    
Concessionárias TBE      Acatado parcialmente      B    
Furnas      Acatado Parcialmente      B    
TAESA; NTE; SÃO PEDRO      Acatado parcialmente      B    
Grupo Neoenergia      Acatado parcialmente      B    
CTEEP      Acatado Parcialmente      B    
Eletronorte      Acatado parcialmente      B    
Chesf      Acatado parcialmente      B    
Evrecy      Acatado parcialmente      B    
IeItapura      Acatado parcialmente      B    
IeItaquere      Acatado parcialmente      B    
IeJapi      Acatado parcialmente      B    
IeMG      Acatado parcialmente      B    
IePinheiros      Acatado parcialmente      B    
Iesul      Acatado parcialmente      B    
IeTibagi      Acatado parcialmente      B    
ONTE      Acatado parcialmente      B    
TME      Acatado parcialmente      B    
Ie Aguapeí      Acatado parcialmente      B    
IENNE      Acatado parcialmente      B    
CELG GT      Negado      C    
IeBiguaçu      Negado      C    
IeItaunas      Negado      C    
PBTE      Negado      C    
GSTE      Negado      C    
Arcoverde      Não considerado (mérito apreciado)      D    
ATE III; STE      Não considerado (mérito apreciado)      D    
BMTE      Não considerado (mérito apreciado)      D    

Pág. 6 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
III.3 – Das retificações autotutelares 
 
12. 
Foram identificadas, a partir das análises efetuadas, que alguns casos precisavam de ajustes 
sem, no entanto, serem objeto direto de pleito por parte dos agentes. Essas alterações estão amparadas 
pelo poder-dever da Administração em alterar os próprios atos quando, por sua conveniência e 
oportunidade, identifica vícios sanáveis. Abaixo segue descrição dos ajustes processados com base nessa 
prerrogativa.  
 
III. 3.1 – Reprocessamento de dados apurados pelo ONS e tratamento da base de dados do Siget 
 
13. 
Na condução das análises dos recursos, percebeu-se que uma quantidade significativa de 
reclamações estava associada a erros no banco de dados do Siget. Assim, a fim de corrigi-los, os dados 
encaminhados pelo ONS para execução do cálculo da PA Apuração foram recarregados, rotinas de 
consistência foram executadas e uma coleção expressiva de ajustes foram executados via intervenção 
direta no banco de dados do referido sistema. Em especial, foram ajustados dados de cadastramento de 
receitas e TL, revisadas informações da base de apuração do ONS e corrigidos tratamentos equivocados 
identificados. 
 
III.3.2 – Entrada em operação da Substituição de BCS 500 kV na SE Gurupi 
 
14. 
Conforme REA Nº 6.370/2017, foi autorizada a “substituição de BCS 500 kV na SE Gurupi - 
LT Gurupi - Serra da Mesa C1 por um BCS 500 kV P=286 Mvar e IN = 2.000 A”. A referida obra, de acordo 
com os TLDONS/371/11/2021 e TLDONS/373/11/2021, entrou em operação em 11/11/2020. Logo, a REH 
2.895/2021 deveria ter considerado a referida receita como em operação comercial e ter realizado os 
ajustes relacionados com a substituição das receitas originais. Contudo, à época do processamento do 
reajuste, tal identificação não foi possível devido aos mencionados TL não estarem cadastrados no Siget. 
Salienta-se que a referida receita, de IdeRct 107766, é de responsabilidade de Furnas. 
 
15. 
Assim, após o cadastramento dos referidos TL e respectivo carregamento para a base de 
dados do reajuste, as referidas receitas foram consideradas ativas na lista de módulos final. 
 
III.3.3 – Usuários das DIT associadas aos GRP LAGOA CARRO – XXXXXX e GRP SANTANA II - XXXXXX 
 
16. 
Por ocasião do processo tarifário 2022 da Neoenergia – Distribuição Pernambuco, a 
transmissora BRE, por meio de sua carta BRE - 051/20227, indicou que os equipamentos associados ao 
grupo GRP LAGOA CARRO – XXXXXX não identificavam a distribuidora como usuária exclusiva das referidas 
instalações. Assim, este fato foi ajustado na lista de módulos. O referido grupo teve o nome alterado para 
GRP LAGOA CARRO – CELPE e a Companhia Energética de Pernambuco foi definida como usuária exclusiva 
das EL 69 kV LAGOA DO CARRO DIST 1 a 4. 
 
 
 
 
7 Sic 48513.008657/2022-00.

Pág. 7 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
17. 
Por sua vez, em virtude do processo tarifário 2022 da Equatorial Alagoas Distribuidora de 
Energia S.A., a transmissora BRE 3, por meio de sua carta BRE - 048/20228, indicou que os equipamentos 
associados ao grupo GRP SANTANA II – XXXXXX não identificavam a distribuidora como usuária exclusiva 
das referidas instalações. Assim, este fato foi ajustado na lista de módulos. O referido grupo teve o nome 
alterado para GRP SANTANA II - EQUATORIAL AL e a respectiva distribuidora foi definida como usuária 
exclusiva das EL 69 kV SANTANA II DIST1 e 2. 
  
III.3.4 – Ajustes em função do Despacho nº 885/2022. 
 
18. 
Em 5 de abril de 2022, foi assinado o Despacho nº 885. Por meio deste, foram retificadas 
informações de atos autorizativos de reforços em instalações de transmissão de energia elétrica. Assim, 
tais ajustes classificatórios foram considerados na análise do presente recurso.  
 
III.3.5 – Parcela de Ajuste definida pela REH nº 10.228/2021 para a Copel-GT (CC 060/2001) 
 
19. 
Foi identificada a aprovação, em 22 de junho de 2021, da REH nº 10.228/2021. Por meio 
do Art. 2º, foi definida PA para ajustamento dos montantes relativos ao período entre a data de 9 de 
junho de 2019 e 30 de junho de 2021. Dessa forma, a PA abaixo foi considerada na presente análise. 
 
Tabela 1 – PA definida pela REH nº 10.228/2021. 
Concessionária Contrato 
Empreendimento 
 Ato  
Autorizativo  
PA O&M  
R$ - Ref.: Jun-2021 
Copel 
060/2001 
Seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV 
Cascavel - Foz do Iguaçu Norte na Subestação 
Medianeira. 
REA nº 10.228/2021 
R$ 737.929,74 
 
III.3.6 – Retificação da Parcela de Ajuste definida pela REH nº 10.032/2021 
 
20. 
A REA 10.032/2021 estabeleceu para a Ourilândia do Norte Transmissora de Energia Ltda., 
Contrato de Concessão n° 021/2016, duas parcelas de ajuste em função da autorização para operação e 
manutenção das instalações de transmissão a ela transferidas pela Mineração Onça Puma Ltda. Todavia, 
a REH nº 2.895/2021 estabeleceu apenas uma. Em função disso, a REH nº 2.959/2021 incluiu a segunda 
PA, relativa ao remanejamento do Sistema de Medição e Faturamento – SMF do consumidor livre 
Mineração Onça Puma Ltda., da SE Integradora, para a SE Onça Puma.  
 
21. 
Contudo, a REH nº 11.279, de 8 de março de 2022, alterou o valor da PA relativa ao custo 
de O&M estabelecido na REA 10.032/2021, tendo sido retificado para R$ 10.674.790,77, a preços de junho 
de 2020. Dessa forma, o valor estabelecido para o ciclo 2021-2022 foi retificado para R$ 11.534.758,90, a 
valores de junho de 2021 e foi considerado na presente análise. 
 
22. 
Salienta-se que a PA relativa ao remanejamento do SMF não foi alterada, permanecendo o 
valor homologado na REH nº 2.959/2021. 
 
 
 
8 Sic 48513.008658/2022-00.
Concessionária  Contrato  Empreendimento    Ato      PA O&M  
        Autorizativo      R$ - Ref.: Jun-2021  
Copel  060/2001  Seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV
Cascavel - Foz do Iguaçu Norte na Subestação
Medianeira.  REA nº 10.228/2021      R$ 737.929,74    

Pág. 8 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
III.3.7 – Despacho nº 303/2021 – autorização para integração antecipada Intesa 
 
23. 
O Despacho ANEEL nº 303, de 09/02/2021, decidiu autorizar à Intesa (Contrato de 
Concessão nº 002/2006) a integração antecipada do banco capacitor série, 203,51 Mvar, da subestação 
Gurupi, referente a LT 500 kV Gurupi – Peixe 2, com consequente recebimento de RAP a partir de 
30/05/2019. Sendo que, de 30/05/2019 a 10/07/2021, a transmissora teria direito a 90% da RAP e a partir 
de 11/07/2019 direito a 100% da RAP. 
 
24. 
Esse banco de capacitores foi autorizado pela Resolução Autorizativa (REA) nº 6.259, de 
2017, e na Resolução Homologatória nº 2.895, de 2021, foi considerado que ele teve sua operação 
comercial iniciada em 15/07/2019. Assim a RAP não recebida antes dessa data, perfaz o valor de R$ 
717.152,97, a preços de junho de 2021, a ser incluída na PA Outros ajustes da transmissora.   
 
III.3.8 – Ajustes relacionados com reclassificações verificadas antecipadamente 
 
25. 
A ANEEL recebeu diversos pleitos e demandas relacionadas à reclassificação de ativos. 
Diante do exposto, algumas situações desses ativos foram analisadas respeitando o estabelecido nos Art. 
3º e 4º da Resolução Normativa (REN) nº 67, de 08 de junho de 2004, no qual a Rede Básica termina nos 
módulos de conexão de baixa tensão dos transformadores com alta tensão maior ou igual a 230 kV, 
incluindo os equipamentos ligados aos terciários desses transformadores.  
“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. 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 
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

Pág. 9 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações 
internacionais; e (Redação dada pela REN ANEEL 442, de 02.07.2011)  
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.” 
26. 
Assim, não incluem na Rede Básica os barramentos e os módulos de interligação de barras 
em tensão inferior a 230 kV conectados ao lado de baixa dos transformadores de fronteira. 
 
27. 
Outra informação importante relacionada com reclassificações de ativos, conforme 
informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº 255/2021-SCT/ANEEL (SIC 
48526.006023/2021-00), é que o referido assunto é objeto alheio ao escopo do processo de reajuste. A 
área técnica entende que o tema deve ser tratado em processo específico, o que ocorrerá, em muitos 
casos, no processo nº 48500.005614/2021-14, aberto para este fim. 
 
28. 
A seguir as análises realizadas antecipadamente nesta ocasião. 
 
SE Baguaçu: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí 
 
29. 
Por meio das cartas CT/PR/265/2022, de 04/03/2022 (SIC 48513.007024/2022-00), a 
Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí solicitou a revisão da classificação de módulos, em 138 kV, 
da SE Baguaçu. Esse pleito foi analisado e os módulos foram classificados da seguinte forma: 
 
- IB 138 kV MG 440 kV BAGUACU MG1 SP IB1: DIT de uso compartilhado associado ao grupo GRP EQP 
138/88 kV SP;  
- EL 138 kV BAGUACU LT 138 kV N.AVANHANDAVA /BAGUACU C-1: DIT de uso compartilhado associado 
ao grupo GRP EQP 138/88 kV SP;  
- EL 138 kV BAGUACU LT 138 kV N.AVANHANDAVA /BAGUACU C-2: DIT de uso compartilhado associado 
ao grupo GRP EQP 138/88 kV SP;  
- EL 138 kV BAGUACU LT 138 kV BAGUACU /VALPARAISO C-1: DIT de uso compartilhado associado ao 
grupo GRP EQP 138/88 kV SP;  
- EL 138 kV BAGUACU LT 138 kV BAGUACU /VALPARAISO C-2: DIT de uso compartilhado associado ao 
grupo GRP EQP 138/88 kV SP;  
- EL 138 kV BAGUACU / ARACATUBA C1 (Antiga DIST1): DIT de uso exclusivo paga pelo usuário CPFL 
Paulista;  
- EL 138 kV BAGUACU / ARACATUBA C2 (Antiga DIST2): DIT de uso exclusivo pega pelo usuário CPFL 
Paulista; 
 
SE Getulina e SE Mirassol II: Pleito da Interligação Elétrica Pinheiros - IE Pinheiros 
 
30. 
Por meio da carta CT/PR/264/2022, de 04/03/2022 (SIC 48513.007023/2022-00), a

Pág. 10 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Interligação Elétrica Pinheiros (IE Pinheiros) solicitou a revisão da classificação de módulos, em 138 kV, 
das SE Getulina e SE Mirassol II. Esse pleito foi analisado e os módulos foram classificados da seguinte 
forma: 
• SE Getulina: 
- IB 138 kV MG 440 kV GETULINA MG1 SP IB1: DIT de uso compartilhado associado ao grupo GRP 138 kV 
GETULINA SP e é pago por todos os pontos do GRP EQP 138/88 kV SP mais o ponto PTC 138 kV GETULINA 
SP; 
 - BC 138 kV 50 Mvar GETULINA BC1 SP e MC 138 kV BC 138 kV 50 Mvar GETULINA BC1 SP: DIT de uso 
compartilhado associado ao grupo GRP 138 kV GETULINA SP e é pago por todos os pontos do GRP EQP 
138/88 kV SP mais o ponto PTC 138 kV GETULINA SP;  
 - EL 138 kV GETULINA / Marilia C1 (Antiga DIST1): DIT uso exclusivo paga pelo usuário CPFL Paulista;  
- EL 138 kV GETULINA / Marilia C2 (Antiga DIST2): DIT de uso exclusivo paga pelo usuário CPFL Paulista;  
 - EL 138 kV GETULINA / Lins C1 (Antiga DIST3): DIT de uso exclusivo paga pelo usuário CPFL Paulista;  
- EL 138 kV GETULINA / Lins C2 (Antiga DIST4): DIT de uso exclusivo paga pelo usuário CPFL Paulista; e 
- EL 138 kV GETULINA / Tupã (Antiga DIST5): DIT associada ao grupo GRP EQP 138/88 kV SP. 
 
• SE Mirassol II: 
- IB 138 kV MG 440 kV MIRASSOL II MG1 SP IB1: DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL Paulista; 
 - EL 138 kV MIRASSOL II  / SJRP C1-CTEEP (Antiga DIST1): DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL 
Paulista;  
 - EL 138 kV MIRASSOL II  / SJRP C2-CTEEP (Antiga DIST2): DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL 
Paulista;  
 - EL 138 kV MIRASSOL II  / SJRP C1-CPFL(Antiga DIST3): DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL 
Paulista;  
 - EL 138 kV MIRASSOL II  / SJRP C2 – CPFL (Antiga DIST4): DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL 
Paulista;   
 
SE Sinop, SE Sorriso e SE Rondonópolis: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí 
 
31. 
Por meio do Oficio nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 27/04/2021 (SIC 48581.000656/2021-00), 
a SGT/ANEEL solicitou esclarecimentos da Eletronorte com relação à desativação de ativos das SE Sinop, 
SE Sorriso e SE Rondonópolis. A Eletronorte, por meio da Carta CE-RRG-0025/2021, de 07/05/2021 (SIC 
48513.012233/2021-00) respondeu ao Ofício nº 143/2021-SGT/ANEEL e apresentou os esclarecimentos 
solicitados. Essa demanda foi analisada e os módulos foram classificados da seguinte forma: 
• SE Sinop: 
- EL, em 13,8 kV, DIST1 (IdeMdl 15955) da SE Sinop: Esse módulo foi renomeado como MC 13,8 kV TR 
230/138 kV SINOP TR1 MT TERC e reclassificado como ativo de Rede Básica associado à transformação 
230/138 kV da SE Sinop.

Pág. 11 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
• SE Sorriso: 
- EL, em 13,8 kV, DIST2 (IdeMdl 15955) da SE Sorriso: Esse módulo estava cadastrado no SIGET como DIT 
de uso exclusivo da Energisa MT. A Eletronorte e o diagrama unifilar da subestação confirmam que essa 
entrada de linha está vaga. Diante do exposto, visto que não foi identificada descontratação da entrada 
de linha pela distribuidora, essa EL permaneceu classificada como DIT de uso exclusivo da Energisa MT. 
• SE Rondonópolis: 
- EL, em 13,8 kV, DIST1 (IdeMdl 15956) da SE Rondonópolis: Esse módulo estava cadastrado no SIGET 
como DIT de uso exclusivo da Energisa MT. Na Carta CE-RRG-0025/2021, a Eletronorte informou que essa 
entrada de linha é utilizada para alimentar o serviço auxiliar do setor, em 138 kV, da subestação que está 
sob responsabilidade da Energisa MT. Diante do exposto, esse módulo foi mantido como DIT de uso 
exclusivo da Energisa MT; 
32. 
Algumas adequações relacionadas a essas instalações que não puderam ser concluídas 
nesse recurso, vão ser analisadas, elencadas e aplicadas no próximo reajuste. 
 
SE Sumaré, SE Bauru e SE Ibitinga: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí 
 
33. 
Por meio da carta CT/PR/266/2022, de 04/03/2022 (SIC 48513.007026/2022-00), a ISA 
CTEEP solicitou a revisão da classificação de módulos das SE Sumaré, SE Bauru e SE Ibitinga. Essa demanda 
foi analisada e os módulos da SE Sumaré e SE Ibitinga foram classificados da seguinte forma: 
• SE Sumaré: 
- IB 138 kV MG 440 kV SUMARE MG1 SP IB1: Esse módulo estava cadastrado no SIGET como DIT de uso 
exclusivo da CPFL Paulista. Tendo em vista que o setor, em 138 kV, da SE Sumaré atende de forma 
exclusiva a CPFL Paulista, esse módulo permaneceu cadastrado como DIT de uso exclusivo da CPFL 
Paulista. 
• SE Ibitinga: 
- TR 138/13,8 kV IBITINGA TR4 SP e respectivos módulos de conexão em 138 kV e em 13,8 kV: Esses 
módulos estavam cadastrados no SIGET como DIT de uso exclusivo da CPFL Paulista e, como atende de 
forma exclusiva a CPFL Paulista, esses ativos não foram reclassificados. 
34. 
Salienta-se que algumas adequações relacionadas às instalações ora verificadas e que não 
puderam ser concluídas nesse recurso, vão ser analisadas, elencadas e aplicadas no próximo reajuste. 
 
III.3.9 – Revisão da PA Apuração de RB da PPTE  
 
35. 
O ONS emitiu Termos de Liberação de Receita (TLR) para PPTE (Contrato de concessão nº 
009/2005) com vigência no período de 17/12/2019 a 01/05/2020 relacionados à REA nº 6.687/2017 e, 
algum tempo após o fim da vigência desses TLR, emitiu os TLD relativos a essa mesma resolução 
autorizativa conforme apresentado no Quadro abaixo.

Pág. 12 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
 
Módulo 
IdeRct 
IdeMdl 
Descrição 
Identificador TLR 
(vigência 17/12/2019 a 
01/05/2020) 
Identificador TLD 
Operação 
Comercial TLD 
EL 440 kV 
N.P.PRIMAVERA LT 
440 kV P. PRIMAVERA 
/N.P.PRIMAVERA C-1 
SP 
104897 
28235 
Instalação de Entrada de Linha - EL em 
440 kV para UHE Porto Primavera C1, 
arranjo Disjuntor e Meio - DJM, 
associado à adequação do setor de 
440 kV aos Procedimentos de Rede. 
TLR-SONS/1/12/2019 
TLDONS/291/9/2020 31/08/2020 
MG 440 kV 
N.P.PRIMAVERA MG1 
SP 
104895 
6091 
Complemento no MIG com acréscimo 
de Módulo de Infraestrutura de 
Manobra - MIM em 440 kV, associado 
à adequação do setor de 440 kV aos 
Procedimentos de Rede. 
TLR-SONS/6/12/2019 
TLDONS/293/9/2020 31/08/2020 
MG 440 kV 
N.P.PRIMAVERA MG1 
SP 
104899 
6091 
Complemento no MIG com acréscimo 
de Módulo de Infraestrutura de 
Manobra - MIM em 440 kV, associado 
à adequação do setor de 440 kV aos 
Procedimentos de Rede. 
TLR-SONS/6/12/2019 
TLDONS/293/9/2020 31/08/2020 
MG 440 kV 
N.P.PRIMAVERA MG1 
SP 
104904 
6091 
Complemento no MIG com acréscimo 
de Módulo de Infraestrutura de 
Manobra - MIM em 440 kV, associado 
à instalação do 3º Banco de 
Autotransformador 440/230/13,8 kV 
3x150 MVA. 
TLR-SONS/6/12/2019 
TLDONS/293/9/2020 31/08/2020 
MG 440 kV 
N.P.PRIMAVERA MG1 
SP 
104924 
6091 
Complemento no MIG com acréscimo 
de Módulo de Infraestrutura de 
Manobra - MIM em 230 kV, associado 
à instalação do 3º Banco de 
Autotransformador 440/230/13,8 kV 
3x150 MVA. 
TLR-SONS/6/12/2019 
TLDONS/293/9/2020 31/08/2020 
IB 440 kV MG 440 kV 
N.P.PRIMAVERA MG1 
SP IB2 
104898 
28236 
Instalação do Módulo de Interligação 
de Barras - IB em 440 kV, arranjo 
Disjuntor e Meio - DJM, associado à 
adequação do setor de 440 kV aos 
Procedimentos de Rede. 
TLR-SONS/6/12/2019 
TLDONS/293/9/2020 31/08/2020 
IB 440 kV MG 440 kV 
N.P.PRIMAVERA MG1 
SP IB3 
104903 
28239 
Instalação do Módulo de Interligação 
de Barras - IB em 440 kV, arranjo 
Disjuntor e Meio - DJM, associado à 
adequação do setor de 440 kV aos 
Procedimentos de Rede. 
TLR-SONS/6/12/2019 
TLDONS/293/9/2020 31/08/2020 
IB 440 kV MG 440 kV 
N.P.PRIMAVERA MG1 
SP IB4 
104923 
28248 
Instalação do Módulo de Interligação 
de Barras - IB em 440 kV, arranjo 
Disjuntor e Meio - DJM, associado à 
instalação do 3º Banco de 
Autotransformador 440/230/13,8 kV 
3x150 MVA. 
TLR-SONS/6/12/2019 
TLDONS/293/9/2020 31/08/2020 
EL 440 kV 
N.P.PRIMAVERA LT 
440 kV P. PRIMAVERA 
/N.P.PRIMAVERA C-2 
SP 
104901 
28237 
Instalação do Módulo de Entrada de 
Linha - EL em 440 kV para UHE Porto 
Primavera C2, arranjo Disjuntor e Meio 
- DJM, associado à adequação do setor 
de 440 kV aos Procedimentos de Rede. 
TLR-SONS/2/12/2019 
TLDONS/267/8/2020 20/08/2020 
TR 440/230 kV 
N.P.PRIMAVERA TR3 
SP 
104905 
28240 
Instalação do 3º Banco de 
Autotransformador 440/230/13,8 kV 
3x150 MVA. 
TLR-SONS/3/12/2019 
TLDONS/294/9/2020 08/09/2020 
MC 440 kV TR 
440/230 kV 
N.P.PRIMAVERA TR3 
SP 
104907 
28241 
Instalação do Módulo de Conexão de 
Transformador - CT em 440 kV, arranjo 
Disjuntor e Meio - DJM, associado à 
instalação do 3º Banco de 
Autotransformador TR3 440/230/13,8 
kV 3x150 MVA. 
TLR-SONS/3/12/2019 
TLDONS/294/9/2020 08/09/2020
Módulo  IdeRct  IdeMdl  Descrição    Identificador TLR    Identificador TLD  Operação
Comercial TLD
          (vigência 17/12/2019 a      
          01/05/2020)      
EL 440 kV
N.P.PRIMAVERA LT
440 kV P. PRIMAVERA
/N.P.PRIMAVERA C-1
SP  104897  28235  Instalação de Entrada de Linha - EL em
440 kV para UHE Porto Primavera C1,
arranjo Disjuntor e Meio - DJM,
associado à adequação do setor de
440 kV aos Procedimentos de Rede.  TLR-SONS/1/12/2019      TLDONS/291/9/2020  31/08/2020
MG 440 kV
N.P.PRIMAVERA MG1
SP  104895  6091  Complemento no MIG com acréscimo
de Módulo de Infraestrutura de
Manobra - MIM em 440 kV, associado
à adequação do setor de 440 kV aos
Procedimentos de Rede.  TLR-SONS/6/12/2019      TLDONS/293/9/2020  31/08/2020
MG 440 kV
N.P.PRIMAVERA MG1
SP  104899  6091  Complemento no MIG com acréscimo
de Módulo de Infraestrutura de
Manobra - MIM em 440 kV, associado
à adequação do setor de 440 kV aos
Procedimentos de Rede.  TLR-SONS/6/12/2019      TLDONS/293/9/2020  31/08/2020
MG 440 kV
N.P.PRIMAVERA MG1
SP  104904  6091  Complemento no MIG com acréscimo
de Módulo de Infraestrutura de
Manobra - MIM em 440 kV, associado
à instalação do 3º Banco de
Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.  TLR-SONS/6/12/2019      TLDONS/293/9/2020  31/08/2020
MG 440 kV
N.P.PRIMAVERA MG1
SP  104924  6091  Complemento no MIG com acréscimo
de Módulo de Infraestrutura de
Manobra - MIM em 230 kV, associado
à instalação do 3º Banco de
Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.  TLR-SONS/6/12/2019      TLDONS/293/9/2020  31/08/2020
IB 440 kV MG 440 kV
N.P.PRIMAVERA MG1
SP IB2  104898  28236  Instalação do Módulo de Interligação
de Barras - IB em 440 kV, arranjo
Disjuntor e Meio - DJM, associado à
adequação do setor de 440 kV aos
Procedimentos de Rede.  TLR-SONS/6/12/2019      TLDONS/293/9/2020  31/08/2020
IB 440 kV MG 440 kV
N.P.PRIMAVERA MG1
SP IB3  104903  28239  Instalação do Módulo de Interligação
de Barras - IB em 440 kV, arranjo
Disjuntor e Meio - DJM, associado à
adequação do setor de 440 kV aos
Procedimentos de Rede.  TLR-SONS/6/12/2019      TLDONS/293/9/2020  31/08/2020
IB 440 kV MG 440 kV
N.P.PRIMAVERA MG1
SP IB4  104923  28248  Instalação do Módulo de Interligação
de Barras - IB em 440 kV, arranjo
Disjuntor e Meio - DJM, associado à
instalação do 3º Banco de
Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.  TLR-SONS/6/12/2019      TLDONS/293/9/2020  31/08/2020
EL 440 kV
N.P.PRIMAVERA LT
440 kV P. PRIMAVERA
/N.P.PRIMAVERA C-2
SP  104901  28237  Instalação do Módulo de Entrada de
Linha - EL em 440 kV para UHE Porto
Primavera C2, arranjo Disjuntor e Meio
- DJM, associado à adequação do setor
de 440 kV aos Procedimentos de Rede.  TLR-SONS/2/12/2019      TLDONS/267/8/2020  20/08/2020
TR 440/230 kV
N.P.PRIMAVERA TR3
SP  104905  28240  Instalação do 3º Banco de
Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.  TLR-SONS/3/12/2019      TLDONS/294/9/2020  08/09/2020
MC 440 kV TR
440/230 kV
N.P.PRIMAVERA TR3
SP  104907  28241  Instalação do Módulo de Conexão de
Transformador - CT em 440 kV, arranjo
Disjuntor e Meio - DJM, associado à
instalação do 3º Banco de
Autotransformador TR3 440/230/13,8
kV 3x150 MVA.  TLR-SONS/3/12/2019      TLDONS/294/9/2020  08/09/2020
Operação
Comercial TLD

Pág. 13 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Módulo 
IdeRct 
IdeMdl 
Descrição 
Identificador TLR 
(vigência 17/12/2019 a 
01/05/2020) 
Identificador TLD 
Operação 
Comercial TLD 
MC 230 kV TR 
440/230 kV 
N.P.PRIMAVERA TR3 
SP 
104908 
28242 
Instalação do Módulo de Conexão de 
Transformador - CT em 230 kV, arranjo 
Barra Dupla e 4 Chaves - BD4, 
associado à instalação do 3º Banco de 
Autotransformador 440/230/13,8 kV 
3x150 MVA. 
TLR-SONS/3/12/2019 
TLDONS/294/9/2020 08/09/2020 
MC 440 kV TR 
440/230 kV 
N.P.PRIMAVERA TR1 
SP 
104896 
12588 
Complemento do Módulo de Conexão 
de Transformador - CT em 440 kV do 
TR1, arranjo Disjuntor e Meio - DJM, 
associado à adequação do setor de 
440 kV aos Procedimentos de Rede. 
TLR-SONS/4/12/2019 
TLDONS/292/9/2020 31/08/2020 
MC 440 kV TR 
440/230 kV 
N.P.PRIMAVERA TR2 
SP 
104900 
12609 
Complemento do Módulo de Conexão 
de Transformador - CT em 440 kV do 
TR2, arranjo Disjuntor e Meio - DJM, 
associado à adequação do setor de 
440 kV aos Procedimentos de Rede. 
TLR-SONS/5/12/2019 
TLDONS/268/8/2020 20/08/2020 
Quadro 5 – Entrada em operação comercial (TLD) – REA nº 6.687/2017. 
 
36. 
Dessa forma, entre o fim de vigência do TLR e a data de entrada em operação que consta 
no TLD, a PPTE não teria direito a receber RAP referente a essas obras, o que não ocorreu. Durante o ciclo 
2019/2020 a PPTE recebeu, indevidamente, parcelas de RAP relativas aos meses de maio e junho de 2020. 
Nesse caso, o ONS realizou um desconto de R$ 2.918.262,49 no mês de julho de 2020, referente a esses 
meses. Porém, por uma falha no processamento da PA Apuração, que consta na REH 2.895/2021, esses 
valores foram devolvidos para a transmissora.   
 
37. 
Além disso, ainda restou à transmissora devolver os valores recebidos nos meses de julho, 
agosto e setembro de 2020 (ciclo 2020-2021). Assim a PA Apuração da PPTE foi recalculada considerando 
os valores a serem devolvidos e o novo valor da PA Apuração da Rede Básica da PPTE é de R$ 
10.106.357,64, a ser devolvida pela transmissora, a preços de junho de 2021. A planilha de cálculo segue 
anexa a essa nota técnica. 
 
III.3.10 – Ajustes na PA apuração de transmissoras com entrada em operação em 06/2021. 
 
38. 
Algumas PA Apuração, em virtude de TL emitidos na competência 06/2021, foram 
efetivadas com inconsistências. No caso da PA Apuração de RB da transmissora Mariana (CC 011/2014), 
o pleito foi parcialmente corrigido pela REH nº 2.959/2021, uma vez que a Nota Técnica nº 228/2021-
SGT/ANEEL 9, de 4 de outubro de 2021, fundamentou a alteração da PA Apuração homologada pela REH 
nº 2.895/2021, no valor de -R$ 1.853.624,73, para -R$ 444.178,02. Todavia, não fora processado 
corretamente a data de entrada em operação (considerou-se o pagamento-base integral da competência 
de entrada em operação). 
 
39. 
Assim, após intervenções diretas na base de dados do Siget, a fim de determinar a data 
precisa de operação e a efetiva consideração nos ajustes processados, as PA Apuração identificadas no 
quadro abaixo foram corrigidas. A memória de cálculo do resultado segue anexa ao processo. 
 
 
 
9 SIC 48581.001509/2021-00.
Módulo  IdeRct  IdeMdl  Descrição    Identificador TLR    Identificador TLD  Operação
Comercial TLD
          (vigência 17/12/2019 a      
          01/05/2020)      
MC 230 kV TR
440/230 kV
N.P.PRIMAVERA TR3
SP  104908  28242  Instalação do Módulo de Conexão de
Transformador - CT em 230 kV, arranjo
Barra Dupla e 4 Chaves - BD4,
associado à instalação do 3º Banco de
Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.  TLR-SONS/3/12/2019      TLDONS/294/9/2020  08/09/2020
MC 440 kV TR
440/230 kV
N.P.PRIMAVERA TR1
SP  104896  12588  Complemento do Módulo de Conexão
de Transformador - CT em 440 kV do
TR1, arranjo Disjuntor e Meio - DJM,
associado à adequação do setor de
440 kV aos Procedimentos de Rede.  TLR-SONS/4/12/2019      TLDONS/292/9/2020  31/08/2020
MC 440 kV TR
440/230 kV
N.P.PRIMAVERA TR2
SP  104900  12609  Complemento do Módulo de Conexão
de Transformador - CT em 440 kV do
TR2, arranjo Disjuntor e Meio - DJM,
associado à adequação do setor de
440 kV aos Procedimentos de Rede.  TLR-SONS/5/12/2019      TLDONS/268/8/2020  20/08/2020
Operação
Comercial TLD

Pág. 14 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
Concessionária Contrato 
Grupo 
MANTIQUEIRA 005/2016 
Rede Básica 
MARIANA 
011/2014 
Rede Básica 
GSTE 
011/2017 
Rede Básica 
ARTEON 
029/2017 
RESENDE-500/138 kV 
ARTEON 
029/2017 
Rede Básica 
CGT 
057/2001 
Rede Básica 
CHESF 
061/2001 
ITABAIANA-230/69 kV 
CHESF 
061/2001 
Rede Básica 
Quadro 6 – Grupos de PA Apuração corrigidas por erro 
na data de entrada em operação da competência 06/2021. 
 
III.3.11 – Análise de questionamentos encaminhados pelo Grupo Energisa 
 
40. 
Em reunião realizada dia 04 de agosto de 2021, o Grupo Energisa apresentou dúvidas 
quanto ao resultado da RAP. Os 5 questionamentos apresentados na reunião foram relacionados aos 
seguintes itens: 
 
(i) 
Devolução de PV via PA Apuração; 
(ii) 
Devolução de Receita retroativa da Energisa PA I, via PA Apuração; 
(iii) 
Duas instalações classificadas como RBNI na lista de módulos da Energisa AM seriam RBL; 
(iv) 
Havia receitas RBNIA nas receitas permitidas (ANEEL) na PA Apuração da Energisa AM; e 
(v) 
No AVC de julho, já no ciclo 2021/2022, a PA de fronteira não foi considerada pelo ONS. 
 
41. 
Como não se tratou de interposição formal de recurso, não há que se avaliar se o mesmo 
teria sido tempestivo ou não. Se fosse um pleito objetivo, a decisão seria NÃO CONHECER do recurso. 
Mas, de ofício, os apontamentos foram analisados, dada a obrigação de corrigir caso identificado erro na 
instrução dos valores homologados pela REH nº 2.859/2021. Na análise de ofício constatou-se:  
 
• 
Item (i): Acatado. A inconsistência nos cálculos da PV da PA foi ajustada na retificação homologada 
pela REH nº 2.959/2021. 
 
• 
Item (ii): Acatado. Com a correção de inconsistências apresentadas no SIGET (item III.3.1), 
verificou-se que o problema apontado não foi mais identificado. A correção faz parte do resultado final 
dessa análise. 
 
• 
Item (iii): Acatado. Com a correção de inconsistências apresentadas no SIGET (item III.3.1), 
verificou-se que o problema apontado não foi mais identificado. A correção faz parte do resultado final 
dessa análise. 
 
• 
Item (iv): Acatado. Com a correção de inconsistências apresentadas no SIGET (item III.3.1), 
verificou-se que o problema apontado não foi mais identificado. A correção faz parte do resultado final 
dessa análise.
  Concessionária      Contrato      Grupo  
MANTIQUEIRA      005/2016      Rede Básica    
MARIANA      011/2014      Rede Básica    
GSTE      011/2017      Rede Básica    
ARTEON      029/2017      RESENDE-500/138 kV    
ARTEON      029/2017      Rede Básica    
CGT      057/2001      Rede Básica    
CHESF      061/2001      ITABAIANA-230/69 kV    
CHESF      061/2001      Rede Básica    

Pág. 15 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
• 
Item (v): Negado. O pleito está fora do escopo da análise do presente recurso.  
 
42. 
Ademais, recomenda-se à transmissora que, ao efetuar seus pleitos, utilize-se de meios 
formais (correspondências) de comunicação. Essa ação é necessária devido ao atendimento das normas 
regulamentares e para o maior controle dos pleitos. 
 
III.3.12 – Correção, no Siget, de datas de entrada em operação comercial. 
 
43. 
Foram realizadas correções nas datas de entrada em operação comercial de alguns 
módulos, de forma a refletir corretamente o que consta nos respectivos termos de liberação emitidos 
pelo ONS. Foi identificado que as datas de entrada em operação comercial dos módulos apresentados no 
quadro abaixo estavam cadastradas incorretamente no Siget.  
 
Concessionária Contrato 
Módulo 
IdeMdl 
Grupo de 
equipamento 
Operação 
Comercial 
considerada 
anteriormente 
Operação 
Comercial 
corrigida 
EDTE 
015/2016 
MG 500 kV POCOES III MG1 
BA 
29705 
RB 
03/02/2020 
20/01/2020 
EDTE 
015/2016 EL 230 kV POCOES II LT 230 kV 
POCOES III /POCOES II C-2 BA 
29075 
RB 
03/02/2020 
20/01/2020 
EDTE 
015/2016 
EL 230 kV POCOES III LT 230 
kV POCOES III /POCOES II C-2 
BA 
29074 
RB 
03/02/2020 
20/01/2020 
MIRACEMA 
017/2016 IB 230 kV MG 230 kV PALMAS 
MG1 TO IB1 
28378 
RB 
18/02/2020 
27/12/2019 
GSTE 
011/2017 
MG 500 kV ACU III MG4 RN 
29806 
RB 
14/04/2020 
05/02/2020 
GSTE 
011/2017 
IB 500 kV MG 500 kV ACU III 
MG4 RN IB10 
29810 
RB 
14/04/2020 
05/02/2020 
CGI 
041/2017 MG 500 kV C.GRANDE III MG3 
PB 
31335 
RB 
06/05/2020 
08/04/2020 
CGI 
041/2017 
MG 500 kV PAU FERRO MG2 
PE 
31333 
RB 
06/05/2020 
08/04/2020 
NEO BIGUAÇU 040/2017 MG 525 kV BIGUACU MG2 SC 
30978 
RB 
24/07/2020 
18/07/2020 
CEMIG-GT 
006/1997 IB 138 kV MG 500 kV NEVES 1 
MG1 MG IB2 
15942 
RB 
10/08/2020 
07/05/2020 
IE ITAQUERÊ 
027/2017 
MG 500 kV ARARAQUARA 2 
MG6 SP 
31341 
RB 
05/11/2020 
14/09/2020 
NEO BIGUAÇU 040/2017 MG 525 kV BIGUACU MG2 SC 
30978 
RB 
24/07/2020 
18/07/2020 
CEMIG-GT 
006/1997 IB 138 kV MG 500 kV NEVES 1 
MG1 MG IB2 
15942 
GRP NEVES 1 
- CEMIG-D 
16/10/2020* 
07/05/2020 
IE ITAQUERÊ 
027/2017 
MG 500 kV ARARAQUARA 2 
MG6 SP 
31341 
RB 
05/11/2020 
14/09/2020 
*Data considera no processo tarifário de 2021 para o cálculo do encargo da Cemig-D (processo nº 48500.005011/2020-23) 
Quadro 7 – Termos de Liberação com datas de cadastro corrigidas no Siget 
 
44. 
Com isso, foi necessário calcular uma Parcela de Ajuste para aqueles módulos que tiveram 
sua operação comercial corrigida para antes do início do ciclo 2020-2021, ou seja, antes de julho de 2020,
Concessionária  Contrato  Módulo  IdeMdl  Grupo de
equipamento    Operação    Operação
Comercial
corrigida
            Comercial    
            considerada    
            anteriormente    
EDTE  015/2016  MG 500 kV POCOES III MG1
BA  29705  RB  03/02/2020      20/01/2020
EDTE  015/2016  EL 230 kV POCOES II LT 230 kV
POCOES III /POCOES II C-2 BA  29075  RB  03/02/2020      20/01/2020
EDTE  015/2016  EL 230 kV POCOES III LT 230
kV POCOES III /POCOES II C-2
BA  29074  RB  03/02/2020      20/01/2020
MIRACEMA  017/2016  IB 230 kV MG 230 kV PALMAS
MG1 TO IB1  28378  RB  18/02/2020      27/12/2019
GSTE  011/2017  MG 500 kV ACU III MG4 RN  29806  RB  14/04/2020      05/02/2020
GSTE  011/2017  IB 500 kV MG 500 kV ACU III
MG4 RN IB10  29810  RB  14/04/2020      05/02/2020
CGI  041/2017  MG 500 kV C.GRANDE III MG3
PB  31335  RB  06/05/2020      08/04/2020
CGI  041/2017  MG 500 kV PAU FERRO MG2
PE  31333  RB  06/05/2020      08/04/2020
NEO BIGUAÇU  040/2017  MG 525 kV BIGUACU MG2 SC  30978  RB  24/07/2020      18/07/2020
CEMIG-GT  006/1997  IB 138 kV MG 500 kV NEVES 1
MG1 MG IB2  15942  RB  10/08/2020      07/05/2020
IE ITAQUERÊ  027/2017  MG 500 kV ARARAQUARA 2
MG6 SP  31341  RB  05/11/2020      14/09/2020
NEO BIGUAÇU  040/2017  MG 525 kV BIGUACU MG2 SC  30978  RB  24/07/2020      18/07/2020
CEMIG-GT  006/1997  IB 138 kV MG 500 kV NEVES 1
MG1 MG IB2  15942  GRP NEVES 1
- CEMIG-D  16/10/2020*      07/05/2020
IE ITAQUERÊ  027/2017  MG 500 kV ARARAQUARA 2
MG6 SP  31341  RB  05/11/2020      14/09/2020
Operação
Comercial
corrigida
Grupo de
equipamento

Pág. 16 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
de forma a ressarcir as transmissoras pelo período que não receberam parcela de receita. Esses valores 
são apresentados na tabela abaixo e serão considerados nas PA Outros Ajustes das respectivas 
transmissoras.  Os demais módulos terão suas receitas automaticamente ajustadas na PA Apuração.  
 
Tabela 2 – Parcela de Ajuste Outros Ajustes correção de data no cadastro de TL. 
Concessionária 
Contrato 
Grupo de equipamento 
Parcela de Ajuste (Ref. Jun/21) 
EDTE 
015/2016 
RB 
166.045,03 
Miracema 
017/2016 
RB 
37.545,15 
GSTE 
011/2017 
RB 
214.741,71 
CGI 
041/2017 
RB 
88.393,40 
Cemig-GT 
006/1997 
GRP NEVES 1 - CEMIG-D 
110.145,38 
 
III.4 – Dos casos de repercussão geral não tratados na REH nº 2.959/2021 
 
III.4.1 Exclusão de equipamentos substituídos   
 
45. 
Foi verificado, com auxílio técnico da SCT e SRM, que diversas receitas de equipamentos 
substituídos se mantiveram ativas e não foram compensadas devidamente durante o processo de reajuste 
da RAP. Assim, para que fosse ajustada a RAP, além de alterar a situação dos respectivos módulos no 
Siget, procedeu-se com o cálculo de parcelas de ajuste. A tabela a seguir descreve os ajustes processados: 
 
Tabela 3 - Parcela de Ajuste a ser devolvida pelas concessionárias por substituição de equipamentos. 
Módulo 
Concessionária Contrato 
Ato da 
Substituição ou 
Desativação 
Parcela de RAP 
Cancelada (R$) 
Ref.: Jun-2020 
PA (R$) 
Ref.: Jun-2021 
EL 500 kV P. AFONSO IV LT 500 kV P. 
AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 
BA/PE 
CHESF 
061/2001 
REA 5745/2016 
22.048,79 
-35.161,17 
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV 
P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 
BA/PE 
CHESF 
061/2001 
REA 5745/2016 
10.440,25 
-16.649,05 
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV 
P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 
BA/PE 
CHESF 
061/2001 
REA 5745/2016 
10.440,25 
-16.649,05 
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV 
P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 
BA/PE 
CHESF 
061/2001 
REA 5745/2016 
10.440,25 
-16.649,05 
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV 
P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 
BA/PE 
CHESF 
061/2001 
REA 5745/2016 
22.048,79 
-35.161,17 
MC 230 kV TR 230/69 kV BANABUIU 
TR2 CE  
CHESF 
061/2001 
REA 5809/2016 
125.088,64 
-141.924,16 
MC 69 kV TR 230/69 kV BANABUIU 
TR2 CE  
CHESF 
061/2001 
REA 5809/2016 
53.581,03 
-60.792,43 
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS. 
GERAL TR1 DF 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
45.043,84 
-36.504,45 
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS. 
GERAL TR3D DF DISPONIVEL 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
45.043,84 
-66.055,67
Concessionária      Contrato    Grupo de equipamento  Parcela de Ajuste (Ref. Jun/21)
EDTE    015/2016    RB    166.045,03
Miracema    017/2016    RB    37.545,15
GSTE    011/2017    RB    214.741,71
CGI    041/2017    RB    88.393,40
Cemig-GT    006/1997    GRP NEVES 1 - CEMIG-D    110.145,38
Módulo  Concessionária  Contrato  Ato da
Substituição ou
Desativação  Parcela de RAP
Cancelada (R$)
Ref.: Jun-2020  PA (R$)
Ref.: Jun-2021
EL 500 kV P. AFONSO IV LT 500 kV P.
AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1
BA/PE  CHESF  061/2001  REA 5745/2016  22.048,79  -35.161,17
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV
P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1
BA/PE  CHESF  061/2001  REA 5745/2016  10.440,25  -16.649,05
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV
P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1
BA/PE  CHESF  061/2001  REA 5745/2016  10.440,25  -16.649,05
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV
P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1
BA/PE  CHESF  061/2001  REA 5745/2016  10.440,25  -16.649,05
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV
P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1
BA/PE  CHESF  061/2001  REA 5745/2016  22.048,79  -35.161,17
MC 230 kV TR 230/69 kV BANABUIU
TR2 CE  CHESF  061/2001  REA 5809/2016  125.088,64  -141.924,16
MC 69 kV TR 230/69 kV BANABUIU
TR2 CE  CHESF  061/2001  REA 5809/2016  53.581,03  -60.792,43
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.
GERAL TR1 DF  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  45.043,84  -36.504,45
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.
GERAL TR3D DF DISPONIVEL  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  45.043,84  -66.055,67

Pág. 17 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Módulo 
Concessionária Contrato 
Ato da 
Substituição ou 
Desativação 
Parcela de RAP 
Cancelada (R$) 
Ref.: Jun-2020 
PA (R$) 
Ref.: Jun-2021 
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS. 
GERAL TR4 DF 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
29.828,94 
-43.743,40 
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS. 
GERAL TR4 DF 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
45.043,84 
-66.055,67 
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS. 
GERAL TR2 DF 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
45.043,84 
-39.208,48 
MC 69 kV TR 69/13,8 kV 
FARROUPILHA 1 TR1 RS 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6766/2017 
90.078,31 
-170.336,39 
MC 13,8 kV TR 69/13,8 kV 
FARROUPILHA 1 TR1 RS 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6766/2017 
51.916,17 
-98.172,50 
MC 69 kV TR 69/23 kV S.VICENTE 
SUL TR3 RS 
CEEE-T 
055/2001 
REA 4460/2013 
65.272,63 
-151.490,05 
MC 23 kV TR 69/23 kV S.VICENTE 
SUL TR3 RS 
CEEE-T 
055/2001 
REA 4460/2013 
65.272,63 
-151.490,05 
IB 69 kV MG 230 kV GARIBALDI 1 
MG1 RS IB1 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6058/2016 
48.976,80 
-58.755,25 
IB 69 kV MG 230 kV BANABUIU 
MG1 CE IB1 
CHESF 
061/2001 
REA 5809/2016 
36.109,47 
-36.291,37 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST1 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-26.907,94 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST2 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-27.178,37 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST3 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-41.916,89 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST5 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-64.633,14 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST4 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-41.637,45 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST6 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-41.916,89 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST7 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-41.637,45 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST8 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-64.633,14 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST9 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-64.633,14 
EL 34,5 kV BRAS. GERAL  DIST10 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
46.550,16 
-64.633,14 
EL 13,8 kV FARROUPILHA 1  DIST1 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6766/2017 
58.063,97 
-109.797,87 
EL 13,8 kV FARROUPILHA 1  DIST2 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6766/2017 
58.063,97 
-109.797,87 
EL 13,8 kV FARROUPILHA 1  DIST3 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6766/2017 
61.207,74 
-115.742,68 
EL 13,8 kV FARROUPILHA 1  DIST4 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6766/2017 
58.063,97 
-109.797,87 
EL 138 kV OSORIO 2  DIST1 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6974/2018 
145.579,01 
-118.403,08 
LT 88 kV MONGAGUA /PEDRO 
TAQUES C-1 SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7595/2019 
139.144,67 
-174.200,76 
IB 230 kV MG 230 kV SANTA 
CABECA MG1 SP IB1 
CTEEP 
059/2001 
REA 7595/2019 
84.587,10 
-38.083,96 
TR 138/13,8 kV EMBORCACAO TR9 
MG 
CEMIG-GT 
006/1997 
REA 7596/2019 
42.424,89 
-37.832,52 
RTL 440 kV 100 Mvar CABREUVA 
RT1 SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7952/2019 
3.468.059,48 
-1.338.374,51 
RTL 345 kV 96 Mvar ITUMBIARA 
RTCL MG 
FURNAS 
062/2001 
REA 9185/2020 
2.160.139,95 
-1.588.527,08
Módulo  Concessionária  Contrato  Ato da
Substituição ou
Desativação  Parcela de RAP
Cancelada (R$)
Ref.: Jun-2020  PA (R$)
Ref.: Jun-2021
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.
GERAL TR4 DF  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  29.828,94  -43.743,40
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.
GERAL TR4 DF  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  45.043,84  -66.055,67
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.
GERAL TR2 DF  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  45.043,84  -39.208,48
MC 69 kV TR 69/13,8 kV
FARROUPILHA 1 TR1 RS  CEEE-T  055/2001  REA 6766/2017  90.078,31  -170.336,39
MC 13,8 kV TR 69/13,8 kV
FARROUPILHA 1 TR1 RS  CEEE-T  055/2001  REA 6766/2017  51.916,17  -98.172,50
MC 69 kV TR 69/23 kV S.VICENTE
SUL TR3 RS  CEEE-T  055/2001  REA 4460/2013  65.272,63  -151.490,05
MC 23 kV TR 69/23 kV S.VICENTE
SUL TR3 RS  CEEE-T  055/2001  REA 4460/2013  65.272,63  -151.490,05
IB 69 kV MG 230 kV GARIBALDI 1
MG1 RS IB1  CEEE-T  055/2001  REA 6058/2016  48.976,80  -58.755,25
IB 69 kV MG 230 kV BANABUIU
MG1 CE IB1  CHESF  061/2001  REA 5809/2016  36.109,47  -36.291,37
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST1  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -26.907,94
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST2  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -27.178,37
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST3  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -41.916,89
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST5  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -64.633,14
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST4  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -41.637,45
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST6  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -41.916,89
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST7  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -41.637,45
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST8  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -64.633,14
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST9  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -64.633,14
EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST10  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  46.550,16  -64.633,14
EL 13,8 kV FARROUPILHA 1 DIST1  CEEE-T  055/2001  REA 6766/2017  58.063,97  -109.797,87
EL 13,8 kV FARROUPILHA 1 DIST2  CEEE-T  055/2001  REA 6766/2017  58.063,97  -109.797,87
EL 13,8 kV FARROUPILHA 1 DIST3  CEEE-T  055/2001  REA 6766/2017  61.207,74  -115.742,68
EL 13,8 kV FARROUPILHA 1 DIST4  CEEE-T  055/2001  REA 6766/2017  58.063,97  -109.797,87
EL 138 kV OSORIO 2 DIST1  CEEE-T  055/2001  REA 6974/2018  145.579,01  -118.403,08
LT 88 kV MONGAGUA /PEDRO
TAQUES C-1 SP  CTEEP  059/2001  REA 7595/2019  139.144,67  -174.200,76
IB 230 kV MG 230 kV SANTA
CABECA MG1 SP IB1  CTEEP  059/2001  REA 7595/2019  84.587,10  -38.083,96
TR 138/13,8 kV EMBORCACAO TR9
MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 7596/2019  42.424,89  -37.832,52
RTL 440 kV 100 Mvar CABREUVA
RT1 SP  CTEEP  059/2001  REA 7952/2019  3.468.059,48  -1.338.374,51
RTL 345 kV 96 Mvar ITUMBIARA
RTCL MG  FURNAS  062/2001  REA 9185/2020  2.160.139,95  -1.588.527,08

Pág. 18 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Módulo 
Concessionária Contrato 
Ato da 
Substituição ou 
Desativação 
Parcela de RAP 
Cancelada (R$) 
Ref.: Jun-2020 
PA (R$) 
Ref.: Jun-2021 
RTL 500 kV 111 Mvar ITUMBIARA 
RTEBIM MG 
FURNAS 
062/2001 
REA 9185/2020 
2.521.538,12 
-1.854.292,63 
TR 230/69 kV BANABUIU TR2 CE 
CHESF 
061/2001 
REA 5809/2016 
156.907,81 
-178.025,83 
TR 230/138 kV PONTA G SUL TFA PR 
COPEL-GT 
060/2001 
REA 7384/2018 
322.212,34 
-57.092,39 
TR 230/138 kV PONTA G SUL TFB PR 
COPEL-GT 
060/2001 
REA 7384/2018 
257.329,13 
-93.514,14 
TR 138/69 kV OSORIO 2 TR3 RS 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6974/2018 
746.881,47 
-607.457,54 
TR 69/23 kV S.VICENTE SUL TR3 RS 
CEEE-T 
055/2001 
REA 4460/2013 
37.268,61 
-86.496,03 
TR 230/69 kV SIDEROPOL.ESU TR4 
SC 
CGT 
057/2001 
REA 8795/2020 
298.475,55 
-204.263,26 
TR 230/69 kV UMBARA TRA PR 
COPEL-GT 
060/2001 
REA 7515/2018 
2.032.103,94 
-738.472,34 
TR 500/345 kV ADRIANOPOLIS TRR1 
RJ 
FURNAS 
062/2001 
REA 8707/2020 
407.232,75 
-320.251,11 
TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR1 
SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 6893/2018 
1.462.829,96 
-463.155,21 
TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR2 
SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 6893/2018 
115.912,46 
-86.283,64 
TR 345/230 kV BANDEIRANTES TR1 
GO 
FURNAS 
062/2001 
REA 8707/2020 
609.740,19 
-573.846,90 
RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA 
RTR1 SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7952/2019 
1.033.907,71 
-156.167,74 
RTB 440 kV 99,2 Mvar CABREUVA 
RT3 SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7952/2019 
1.472.590,04 
-222.429,00 
TR 138/69 kV EREXIM 1 TR5 RS 
CEEE-T 
055/2001 
REA 6974/2018 
920.300,66 
-1.781.706,22 
TR 500/345 kV JAGUARA-SE TR11 
MG 
CEMIG-GT 
006/1997 
REA 9918/2021 
1.730.959,61 
-191.063,07 
TR 500/138 kV NEVES 1 TR4 MG 
CEMIG-GT 
006/1997 
REA 5596/2015 
411.617,82 
-315.051,10 
CR 500 kV 107 MVAr S.DA MESA 
BC1 GO 
FURNAS 
062/2001 
REA 6370/2017 
1.344.130,13 
-788.676,49 
TR 500/345 kV ADRIANOPOLIS TR53 
RJ 
FURNAS 
062/2001 
REA 8707/2020 
1.220.986,24 
-705.781,15 
TR 138/69 kV VOTUPORANGA 2 TR2 
SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7847/2019 
595.831,08 
-328.838,73 
TR 345/138 kV ADRIANOPOLIS TR1B 
RJ 
FURNAS 
062/2001 
REA 8707/2020 
2.102.177,48 
-1.316.479,16 
TR 345/138 kV ADRIANOPOLIS TR2A 
RJ 
FURNAS 
062/2001 
REA 8707/2020 
2.098.830,82 
-280.440,98 
RTB 525 kV 150 Mvar GRAVATAI 
RT2 RS 
CGT 
057/2001 
REA 9918/2021 
734.817,32 
-76.840,13 
TR 345/230 kV INTERLAGOS TR1 SP 
(*) 
CTEEP 
059/2001 
REA 7847/2019 
1.999.134,81 
-2.196.189,53 
CR 500 kV 161 MVAr GURUPI BC1 
TO 
FURNAS 
062/2001 
REA 6370/2017 
1.975.835,37 
-1.328.450,64 
CR 500 kV 361,5 Mvar GURUPI BC3 
TO 
FURNAS 
062/2001 
REA 6370/2017 
1.975.835,37 
-1.364.034,14 
TR 345/138 kV CAMPOS TR3 RJ 
FURNAS 
062/2001 
REA 6787/2017 
2.115.817,91 
-1.708.351,44 
Nota: (*) Receitas ajustas apenas em uma fase, em virtude de substituição parcial.
Módulo  Concessionária  Contrato  Ato da
Substituição ou
Desativação  Parcela de RAP
Cancelada (R$)
Ref.: Jun-2020  PA (R$)
Ref.: Jun-2021
RTL 500 kV 111 Mvar ITUMBIARA
RTEBIM MG  FURNAS  062/2001  REA 9185/2020  2.521.538,12  -1.854.292,63
TR 230/69 kV BANABUIU TR2 CE  CHESF  061/2001  REA 5809/2016  156.907,81  -178.025,83
TR 230/138 kV PONTA G SUL TFA PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7384/2018  322.212,34  -57.092,39
TR 230/138 kV PONTA G SUL TFB PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7384/2018  257.329,13  -93.514,14
TR 138/69 kV OSORIO 2 TR3 RS  CEEE-T  055/2001  REA 6974/2018  746.881,47  -607.457,54
TR 69/23 kV S.VICENTE SUL TR3 RS  CEEE-T  055/2001  REA 4460/2013  37.268,61  -86.496,03
TR 230/69 kV SIDEROPOL.ESU TR4
SC  CGT  057/2001  REA 8795/2020  298.475,55  -204.263,26
TR 230/69 kV UMBARA TRA PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7515/2018  2.032.103,94  -738.472,34
TR 500/345 kV ADRIANOPOLIS TRR1
RJ  FURNAS  062/2001  REA 8707/2020  407.232,75  -320.251,11
TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR1
SP  CTEEP  059/2001  REA 6893/2018  1.462.829,96  -463.155,21
TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR2
SP  CTEEP  059/2001  REA 6893/2018  115.912,46  -86.283,64
TR 345/230 kV BANDEIRANTES TR1
GO  FURNAS  062/2001  REA 8707/2020  609.740,19  -573.846,90
RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA
RTR1 SP  CTEEP  059/2001  REA 7952/2019  1.033.907,71  -156.167,74
RTB 440 kV 99,2 Mvar CABREUVA
RT3 SP  CTEEP  059/2001  REA 7952/2019  1.472.590,04  -222.429,00
TR 138/69 kV EREXIM 1 TR5 RS  CEEE-T  055/2001  REA 6974/2018  920.300,66  -1.781.706,22
TR 500/345 kV JAGUARA-SE TR11
MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 9918/2021  1.730.959,61  -191.063,07
TR 500/138 kV NEVES 1 TR4 MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 5596/2015  411.617,82  -315.051,10
CR 500 kV 107 MVAr S.DA MESA
BC1 GO  FURNAS  062/2001  REA 6370/2017  1.344.130,13  -788.676,49
TR 500/345 kV ADRIANOPOLIS TR53
RJ  FURNAS  062/2001  REA 8707/2020  1.220.986,24  -705.781,15
TR 138/69 kV VOTUPORANGA 2 TR2
SP  CTEEP  059/2001  REA 7847/2019  595.831,08  -328.838,73
TR 345/138 kV ADRIANOPOLIS TR1B
RJ  FURNAS  062/2001  REA 8707/2020  2.102.177,48  -1.316.479,16
TR 345/138 kV ADRIANOPOLIS TR2A
RJ  FURNAS  062/2001  REA 8707/2020  2.098.830,82  -280.440,98
RTB 525 kV 150 Mvar GRAVATAI
RT2 RS  CGT  057/2001  REA 9918/2021  734.817,32  -76.840,13
TR 345/230 kV INTERLAGOS TR1 SP
(*)  CTEEP  059/2001  REA 7847/2019  1.999.134,81  -2.196.189,53
CR 500 kV 161 MVAr GURUPI BC1
TO  FURNAS  062/2001  REA 6370/2017  1.975.835,37  -1.328.450,64
CR 500 kV 361,5 Mvar GURUPI BC3
TO  FURNAS  062/2001  REA 6370/2017  1.975.835,37  -1.364.034,14
TR 345/138 kV CAMPOS TR3 RJ  FURNAS  062/2001  REA 6787/2017  2.115.817,91  -1.708.351,44

Pág. 19 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
46. 
Os valores detalhados na tabela anterior foram lançados no Siget de forma agregada, 
conforme tabela abaixo: 
 
Tabela 4 - Parcela de Ajuste a ser devolvida pelas concessionárias por substituição de equipamentos. 
Concessionária 
Contrato 
Tipo de PA 
Tipo de Grupo 
Grupo Módulo 
PA (R$) 
Ref.: Jun-2021 
CEEE-T 
055/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP 13,8 kV 
FARROUPILHA 1 RS 
-       268.508,88  
CEEE-T 
055/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP 23 kV 
S.VICENTE SUL RS 
-       389.476,13  
CEEE-T 
055/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP 69 kV EREXIM 1 
RS 
-    1.781.706,22  
CEEE-T 
055/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP 69 kV OSORIO 2 
RS 
-       607.457,54  
CEEE-T 
055/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP FARROUPILHA 1 
- RGE SUL 
-       445.136,30  
CEEE-T 
055/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP GARIBALDI - 
RGE SUL 
-          58.755,25  
CEEE-T 
055/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP OSORIO 2 - 
CEEE-D 
-       118.403,08  
CEMIG-GT 
006/1997 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP EMBORCACAO - 
CEMIG-D 
-          37.832,52  
CEMIG-GT 
006/1997 
PA Outros Ajustes 
RBF 
NEVES 1-500/138 kV -       315.051,10  
CEMIG-GT 
006/1997 
PA Outros Ajustes 
RB 
Rede Básica 
-       191.063,07  
CGT 
057/2001 
PA Outros Ajustes 
RB 
Rede Básica 
-          76.840,13  
CGT 
057/2001 
PA Outros Ajustes 
RBF 
SIDEROPOL.ESU-
230/69 kV 
-       204.263,26  
CHESF 
061/2001 
PA Outros Ajustes 
RBF 
BANABUIU-230/69 
kV 
-       380.742,41  
CHESF 
061/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP BANABUIU - 
ENEL CE 
-          36.291,37  
CHESF 
061/2001 
PA Outros Ajustes 
RB 
Rede Básica 
-       120.269,49  
COPEL-GT 
060/2001 
PA Outros Ajustes 
RBF 
PONTA G SUL-
230/138 kV 
-       150.606,53  
COPEL-GT 
060/2001 
PA Outros Ajustes 
RBF 
UMBARA-230/69 kV -       738.472,34  
CTEEP 
059/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP 13,8 kV 
VOTUPORANGA 2 SP -    2.196.189,53  
CTEEP 
059/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP 88 kV 
MONGAGUA SP 
-       174.200,76  
CTEEP 
059/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT Compartilhada 
GRP EQP 138/88 kV 
SP 
-       549.438,85  
CTEEP 
059/2001 
PA Outros Ajustes 
RB 
Rede Básica 
-    2.083.893,94  
FURNAS 
062/2001 
PA Outros Ajustes 
RBF 
ADRIANOPOLIS-
345/138 kV 
-   1.596.920,14  
FURNAS 
062/2001 
PA Outros Ajustes 
RBF 
BRAS. GERAL-
230/34,5 kV 
-       251.567,68  
FURNAS 
062/2001 
PA Outros Ajustes 
RBF 
CAMPOS-345/138 
kV 
-    1.708.351,44
Concessionária  Contrato  Tipo de PA  Tipo de Grupo  Grupo Módulo    PA (R$)  
            Ref.: Jun-2021  
CEEE-T  055/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP 13,8 kV
FARROUPILHA 1 RS  - 268.508,88    
CEEE-T  055/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP 23 kV
S.VICENTE SUL RS  - 389.476,13    
CEEE-T  055/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP 69 kV EREXIM 1
RS  - 1.781.706,22    
CEEE-T  055/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP 69 kV OSORIO 2
RS  - 607.457,54    
CEEE-T  055/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP FARROUPILHA 1
- RGE SUL  - 445.136,30    
CEEE-T  055/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP GARIBALDI -
RGE SUL  - 58.755,25    
CEEE-T  055/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP OSORIO 2 -
CEEE-D  - 118.403,08    
CEMIG-GT  006/1997  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP EMBORCACAO -
CEMIG-D  - 37.832,52    
CEMIG-GT  006/1997  PA Outros Ajustes  RBF  NEVES 1-500/138 kV  - 315.051,10    
CEMIG-GT  006/1997  PA Outros Ajustes  RB  Rede Básica  - 191.063,07    
CGT  057/2001  PA Outros Ajustes  RB  Rede Básica  - 76.840,13    
CGT  057/2001  PA Outros Ajustes  RBF  SIDEROPOL.ESU-
230/69 kV  - 204.263,26    
CHESF  061/2001  PA Outros Ajustes  RBF  BANABUIU-230/69
kV  - 380.742,41    
CHESF  061/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP BANABUIU -
ENEL CE  - 36.291,37    
CHESF  061/2001  PA Outros Ajustes  RB  Rede Básica  - 120.269,49    
COPEL-GT  060/2001  PA Outros Ajustes  RBF  PONTA G SUL-
230/138 kV  - 150.606,53    
COPEL-GT  060/2001  PA Outros Ajustes  RBF  UMBARA-230/69 kV  - 738.472,34    
CTEEP  059/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP 13,8 kV
VOTUPORANGA 2 SP  - 2.196.189,53    
CTEEP  059/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP 88 kV
MONGAGUA SP  - 174.200,76    
CTEEP  059/2001  PA Outros Ajustes  DIT Compartilhada  GRP EQP 138/88 kV
SP  - 549.438,85    
CTEEP  059/2001  PA Outros Ajustes  RB  Rede Básica  - 2.083.893,94    
FURNAS  062/2001  PA Outros Ajustes  RBF  ADRIANOPOLIS-
345/138 kV  - 1.596.920,14    
FURNAS  062/2001  PA Outros Ajustes  RBF  BRAS. GERAL-
230/34,5 kV  - 251.567,68    
FURNAS  062/2001  PA Outros Ajustes  RBF  CAMPOS-345/138
kV  - 1.708.351,44    

Pág. 20 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Concessionária 
Contrato 
Tipo de PA 
Tipo de Grupo 
Grupo Módulo 
PA (R$) 
Ref.: Jun-2021 
FURNAS 
062/2001 
PA Outros Ajustes 
DIT de uso Exclusivo GRP BRASILIA GERAL 
- CEB 
-       479.727,57  
FURNAS 
062/2001 
PA Outros Ajustes 
RB 
Rede Básica 
-    8.523.860,14  
 
47. 
Ainda, a SFE realizou trabalho para verificar se existiam termos de liberação emitidos pelo 
ONS, mas não cadastrados no SIGET. Dito isso, foram cadastrados os faltantes e observou-se que alguns 
tratavam de substituições. Em razão disso, foram calculadas parcelas de ajuste em função das referidas 
substituições. A relação das PA calculadas pela SGT após esse trabalho da área de fiscalização segue 
abaixo: 
 
Tabela 5 – Parcela de ajuste a ser devolvida pelas concessionárias por substituição de equipamentos 
cuja operação foi reconhecida após a homologação da RAP, ciclo 2021-2022. 
Módulo 
Transmissora 
Contrato 
 Ato da Substituição 
ou Desativação  
Parcela de RAP 
Cancelada (R$) 
(ciclo 2020-2021) 
PA atualizada 
(ref.: 06/2021) 
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-
CTR BC3A SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7847/2019 
25.687,96  
-R$     2.910,05  
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-
CTR BC3B SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7847/2020 
25.687,96  
-R$     2.910,05  
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-
CTR BC4A SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7847/2021 
25.687,96  
-R$     2.387,73  
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-
CTR BC4B SP 
CTEEP 
059/2001 
REA 7847/2022 
25.687,96  
-R$     2.387,73  
IB 34,5 kV MG 230 kV 
BRAS. GERAL MG1 DF IB1 
FURNAS 
062/2001 
REA 5012/2015 
26.762,24  
-R$   15.158,75  
MC 230 kV TR  230/138  kV 
C. DOURADA     TR1 GO 
CELG G&T 
063/2001 
REA 6800/2017 
178.750,59  
-R$   67.832,74  
TR  230/138  kV C. 
DOURADA     TR1 GO 
CELG G&T 
063/2001 
REA 6800/2017 
634.127,10  
-R$ 240.640,21  
MC 138 kV TR  230/138  kV 
C. DOURADA     TR1 GO 
CELG G&T 
063/2001 
REA 6800/2017 
130.703,09  
-R$   49.599,55  
TR 230/138 kV C. 
DOURADA TRR1 GO 
CELG G&T 
063/2001 
REA 6800/2017 
211.367,43  
-R$   80.210,26  
 
48. 
Os valores detalhados na tabela anterior foram lançados no Siget de forma agregada, 
conforme tabela abaixo: 
 
Tabela 6 – Resumo da Parcela de ajuste a ser devolvida pelas concessionárias por substituição de 
equipamentos cuja operação foi reconhecida após a homologação da RAP, ciclo 2021-2022. 
Transmissora 
Contrato 
 Classificação  
 Tipo de Uso  
 Grupo equipamento  
Valor 
CTEEP 
059/2001 
DIT 
Exclusivo 
GRP 20 kV CENTRO-CTR SP 
-R$   10.595,57  
FURNAS 
062/2001 
DIT 
Exclusivo 
GRP 34,5 kV BRAS. GERAL DF -R$   15.158,75  
CELG G&T 
063/2001 
RBF 
  
C. DOURADA-230/138 kV 
-R$ 438.282,76  
 
49. 
Salienta-se que as receitas dos módulos substituídos ainda sofreram ajustes nas RAP 
estabelecidas pelas PRT nº 579/2012 e nº 120/2016.
Concessionária  Contrato  Tipo de PA  Tipo de Grupo  Grupo Módulo    PA (R$)
Ref.: Jun-2021
FURNAS  062/2001  PA Outros Ajustes  DIT de uso Exclusivo  GRP BRASILIA GERAL
- CEB  - 479.727,57  
FURNAS  062/2001  PA Outros Ajustes  RB  Rede Básica  - 8.523.860,14  
Módulo  Transmissora  Contrato  Ato da Substituição
ou Desativação    Parcela de RAP    PA atualizada
(ref.: 06/2021)
          Cancelada (R$)    
          (ciclo 2020-2021)    
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-
CTR BC3A SP  CTEEP  059/2001  REA 7847/2019  25.687,96      -R$ 2.910,05
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-
CTR BC3B SP  CTEEP  059/2001  REA 7847/2020  25.687,96      -R$ 2.910,05
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-
CTR BC4A SP  CTEEP  059/2001  REA 7847/2021  25.687,96      -R$ 2.387,73
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-
CTR BC4B SP  CTEEP  059/2001  REA 7847/2022  25.687,96      -R$ 2.387,73
IB 34,5 kV MG 230 kV
BRAS. GERAL MG1 DF IB1  FURNAS  062/2001  REA 5012/2015  26.762,24      -R$ 15.158,75
MC 230 kV TR 230/138 kV
C. DOURADA TR1 GO  CELG G&T  063/2001  REA 6800/2017  178.750,59      -R$ 67.832,74
TR 230/138 kV C.
DOURADA TR1 GO  CELG G&T  063/2001  REA 6800/2017  634.127,10      -R$ 240.640,21
MC 138 kV TR 230/138 kV
C. DOURADA TR1 GO  CELG G&T  063/2001  REA 6800/2017  130.703,09      -R$ 49.599,55
TR 230/138 kV C.
DOURADA TRR1 GO  CELG G&T  063/2001  REA 6800/2017  211.367,43      -R$ 80.210,26
Ato da Substituição
ou Desativação
  Transmissora      Contrato      Classificação      Tipo de Uso      Grupo equipamento      Valor
CTEEP      059/2001      DIT      Exclusivo      GRP 20 kV CENTRO-CTR SP      -R$ 10.595,57  
FURNAS      062/2001      DIT      Exclusivo      GRP 34,5 kV BRAS. GERAL DF      -R$ 15.158,75  
CELG G&T      063/2001      RBF            C. DOURADA-230/138 kV      -R$ 438.282,76  

Pág. 21 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
50. 
No caso dos custos operacionais, os montantes totais a serem recebidos pelas 
concessionárias prorrogadas são calculados com base no modelo DEA10 e, posteriormente, esse montante 
é rateado pelos módulos de cada contrato de concessão com base no VNR. Portanto, para fins de rateio, 
o valor de custo operacional associado a cada módulo não corresponde, necessariamente, ao valor de 
custo operacional correspondente àquele módulo calculado por meio do modelo DEA. 
 
51. 
Sendo assim, o valor do custo operacional associado a cada equipamento retirado de 
operação comercial 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. 
 
52. 
Cabe salientar, nos casos de equipamentos substituídos parcialmente, que a proporção de 
receita definida pela Portaria nº 579/2012 somente foi diminuída quando definida receita de O&M no ato 
de substituição. Quando se referia à substituição parcial sem definição de O&M proporcional, não foi 
reduzida a parcela de tal receita. 
 
53. 
Com relação ao componente econômico da PRT nº 120/2016, foi cancelado montante 
considerando a vida útil remanescente do módulo desativado, pois, da mesma forma que ocorre com os 
custos operacionais, o montante total desse componente é rateado pelos módulos da concessionária com 
base no VNR. Portanto, para fins de rateio, o valor do componente econômico da PRT nº 120/2016 
associado a cada módulo individualmente não corresponde, necessariamente, ao valor de custo capital 
correspondente àquele módulo.  
 
54. 
Nesse sentido, é necessário esclarecer que o procedimento realizado para desativações 
verificadas na análise que subsidiou a REH nº 2.895/2021 não reduziu o componente econômico da PRT 
nº 120/2016 considerando a vida útil remanescente do módulo desativado, mas seu valor integral, o que 
significou a redução indevida e/ou desproporcional às transmissoras. Assim, a redução do referido 
componente, processada por meio da REH nº 2.895/2021, foi revista. 
 
55. 
Com relação ao componente financeiro da PRT nº 120/2016, 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, sendo excluída tão-somente a participação do equipamento substituído 
e/ou desativado do referido rateio. 
 
56. 
A memória de cálculo dos ajustes comentados nessa seção encontra-se anexa ao processo 
e considera, entre outros, as adequações necessárias às retificações decorrentes dos reexames dos 
processos de revisão das transmissoras prorrogas e de revisão de licitadas, citados na seção III.4.4. 
 
III.4.2 Diferença da DIT de Uso Exclusiva entre a REH nº 2.725/2020 e o DSP nº 1.698/2021 
 
57. 
Após apresentação de recurso por algumas transmissoras, verificou-se que a diferença 
entre a RAP estabelecida pela REH nº 2.725/2020 para as DIT de Uso Exclusivo e aquela homologada pelo 
DSP nº 1.698/2021 não foi calculada corretamente para a apuração da diferença. No caso, na publicação 
ordinária do ciclo 2021-2022 (REH nº 2.895/2021) foram considerados todos os equipamentos, quando, 
 
10 Data Envelopment Analysis.

Pág. 22 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
na verdade, apenas os equipamentos ativos deveriam ter sido considerados. 
 
58. 
Assim, após corrigir essa questão, 9 PA foram alteradas, totalizando uma diminuição de R$ 
7.347.245,77 nos valores estabelecidos. Salienta-se que para a grande maioria dos ajustes realizados por 
ocasião da REH nº 2.895/2021, os valores originalmente calculados não foram alterados. A tabela abaixo 
demonstra as PA alteradas. A memória de cálculo dessa revisão foi anexada ao processo.  
 
Tabela 7 – PAs relativas à Diferença da DIT de Uso Exclusiva entre a REH nº 2.725/2020 e o DSP nº 
1.698/2021 fixadas pela REH nº 2.895/2021 cujo valor foi alterado.  
Concessionária 
Contrato 
Nome de Grupo 
valor original (R$) 
valor final (R$) 
CTEEP 
059/2001 GRP 88 kV APARECIDA SP 
246.239,65 
245,85 
CHESF 
061/2001 GRP BANABUIU - LIBRA 
-335.629,27 
304,43 
CEEE-GT 
055/2001 GRP 23 kV C.INDUSTRIAL RS 
2.434.732,84 
530,86 
CEEE-GT 
055/2001 GRP C. INDUSTRIAL - RGE SUL 
3.251.004,61 
8.510,78 
CTEEP 
059/2001 GRP 69 kV DRACENA SP 
2.088.917,55 
6.839,24 
CTEEP 
059/2001 GRP 13,8 kV DRACENA SP 
228.880,31 
316,50 
ELETRONORTE 
058/2001 GRP TUCURUI VILA - CELPA 
-235.574,30 
54.479,47 
CEMIG-GT 
006/1997 GRP NEVES 1 - CEMIG-D 
-725.027,95 
-456.300,68 
FURNAS 
016/2012 GRP 138 kV ZONA OESTE RJ 
8.628,77 
0,00 
 
III.4.3 - Revisão PA pequeno porte 
 
59. 
As PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia para o ciclo 2021-2022 foram calculadas 
considerando as obras que tiveram a parcela de RAP estabelecida pela SCT, conforme consta na Nota 
Técnica nº 366/2021-SCT/ANEEL11 e homologadas pela REH nº 2.892, de 6 de julho de 2021. 
 
60. 
Todavia, dois fatos ocorreram e que levam à revisão dos valores das PA homologadas pela 
REH nº 2.895/2021 para esse ajuste. Primeiro, houve erro material na identificação da data de início de 
vigência de algumas receitas. Segundo, a RAP estabelecida pela REH nº 2.892/2021 foi revisada pela REH 
nº 2.988, de 7 de dezembro de 2021. Dessa forma, os ajustes relacionados com esses dois fatos foram 
processados e as PA retificadas e/ou incluídas. A memória de cálculo segue anexa ao processo. 
 
 III.4.4 - Retificações nos processos de Revisão da RAP 
 
61. 
As Resoluções homologatórias dos processos de revisão periódica de 2018 da RAP 
relacionada às transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013 foram retificadas em 
14/03/2022, mediante a emissão da Nota Técnica nº 13/2022-SGT/ANEEL12, de 15 de fevereiro de 2022, 
em que deflagrou diversos erros materiais que impactaram as receitas e Parcelas de Ajuste dos ciclos 
tarifários 2020/2021 e 2021/2022. 
 
62. 
Também de ofício, foi identificado erro material nas revisões de reforços e melhorias 
homologadas pela REH nº 2.882/2022, acerca da revisão periódica de 2021 da RAP das transmissoras 
 
11 SIC 48526.003010/2021-00 
12  Sic 48581.000426/2022-00
Concessionária  Contrato  Nome de Grupo  valor original (R$)  valor final (R$)
CTEEP  059/2001  GRP 88 kV APARECIDA SP  246.239,65  245,85
CHESF  061/2001  GRP BANABUIU - LIBRA  -335.629,27  304,43
CEEE-GT  055/2001  GRP 23 kV C.INDUSTRIAL RS  2.434.732,84  530,86
CEEE-GT  055/2001  GRP C. INDUSTRIAL - RGE SUL  3.251.004,61  8.510,78
CTEEP  059/2001  GRP 69 kV DRACENA SP  2.088.917,55  6.839,24
CTEEP  059/2001  GRP 13,8 kV DRACENA SP  228.880,31  316,50
ELETRONORTE  058/2001  GRP TUCURUI VILA - CELPA  -235.574,30  54.479,47
CEMIG-GT  006/1997  GRP NEVES 1 - CEMIG-D  -725.027,95  -456.300,68
FURNAS  016/2012  GRP 138 kV ZONA OESTE RJ  8.628,77  0,00

Pág. 23 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
licitadas, no que se refere à inclusão indevida da alíquota de PIS/COFINS nas receitas, conforme motivado 
na Nota Técnica nº 57/2022-SGT/ANEEL13, de 19 de abril de 2022. 
 
63. 
Ambas as situações foram processadas no âmbito dessa análise recursal, de modo a corrigir 
os valores inicialmente estabelecidos, de modo que as adequações decorrentes serão processadas por 
meio de parcela de ajuste relativa à apuração do ciclo atual no ciclo 2022/2023.  
 
64. 
Por fim, em virtude de recursos quanto ao resultado das REH nº 2.702/2020 e nº 
2.705/2020, a SGT emitiu a Nota Técnica nº 38/2021–SGT/ANEEL, de 15 de março de 2021. Assim, foram 
conduzidos os ajustes das receitas e parcelas de ajuste afetadas por essa recomendação. 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
65. 
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 e nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; 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, 08 de dezembro de 2020 e 
nº 906, 08 de dezembro de 2020; Contratos de Concessão de Transmissão; Submódulos 9.3 e 10.4 dos 
Procedimentos de Revisão Tarifária – Proret, aprovados pela Resolução Normativa ANEEL nº 774, de 27 
de junho de 2017. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
66. 
Pelo exposto nesta Nota Técnica concluímos que os Pedidos de Reconsideração 
interpostos: (i) devem ser deferidos para os agentes ABRATE, Arteon Z1, Grupo EDP, ETVG, Ie Garanhuns, 
Ie Madeira, Mantiqueira, MGE, Grupo Quantum, Grupo CELEO, ETAP, ETB, ETC, ETEM, ETES, Macapá, MEZ 
5, TPE, LTTE, Grupo Equatorial; (ii) devem ser parcialmente deferidos para os agentes Grupo ARGO, 
Arteon Z2, CEEE, CEMIG-GT, CGT Eletrosul, COPEL-GT, Concessionárias TBE, Furnas, Grupo TAESA (pleito 
das transmissoras TAESA, NTE e São Pedro), Grupo Neoenergia, CTEEP, Eletronorte, Chesf, Evrecy, Ie 
Itapura, Ie Itaquere, Ie Japi, Ie MG, Ie Pinheiros, Ie Sul, Ie Tibagi, ONTE, TME, Ie Aguapeí, IENNE; (iii) devem 
ser indeferidos para os agentes CELG-GT, Ie Biguaçu, Ie Itaunas, PBTE, GSTE; (iv) não deve ser 
reconhecido, dada a intempestividade, o pleito dos agentes Arcoverde, Grupo TAESA (pleitos das 
transmissoras ATE III e STE). Além disso, é necessário realizar as alterações apresentadas na Seção III.3. 
 
67. 
As alterações propostas nesta Nota Técnica resultam em uma variação de 0,32% na RAP, 
quando comparada com a RAP homologada pela REH nº 2.959/2021. Por sua vez, a variação das Parcelas 
de Ajuste, quando comparadas ao mesmo ato, foi da ordem de 18,15%. No geral, a variação total de todas 
as receitas e ajustes, entre a REH nº 2.959/2021 e a presente análise foi 0,21%. A consideração do ato 
retificador para avaliação do nível de alteração do resultado foi realizada em virtude das receitas e 
parcelas de ajustes do ciclo atual da RAP serem as do referido ato.  
 
68. 
Ressalta-se que a variação na PA se deve à incorporação do resultado da análise dos 
pedidos de reconsideração contra as revisões da receita das transmissoras, pela realização dos ajustes em 
função de equipamentos substituídos e dos pleitos providos. 
 
13 Sic 48581.001333/2022-00

Pág. 24 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
 
Tabela 8 - RAP homologada pela REH nº 2.959/2021 e após análise dos recursos. 
Concessionária do Módulo 
Contrato do Módulo 
RAP REH 2959/2021 (R$) 
RAP (com alterações) (R$) 
Diferença (%) 
ARCOVERDE 
035/2017 
                         27.822.969,75                                 29.518.063,27  
6,09% 
Brasnorte 
003/2008 
                         30.788.097,02                                 30.664.715,58  
-0,40% 
CEEE-T 
055/2001 
                       763.074.497,06                               780.765.935,98  
2,32% 
CELG G&T 
063/2001 
                       179.157.961,39                               182.860.439,65  
2,07% 
CEMIG-GT 
006/1997 
                       683.636.578,05                               682.809.015,20  
-0,12% 
CEMIG-GT 
079/2000 
                         40.669.651,44                                 39.623.930,18  
-2,57% 
CGT 
057/2001 
                       805.010.015,96                               802.488.796,43  
-0,31% 
CGT 
624/2014 (Port. MME)                               362.413,60                                   8.426.116,22  
2225,00% 
CHESF 
061/2001 
                    2.870.321.847,90                            2.873.875.824,75  
0,12% 
COPEL-GT 
006/2016 
                         90.710.374,40                               133.297.086,80  
46,95% 
COPEL-GT 
060/2001 
                       440.780.572,42                               439.828.685,05  
-0,22% 
CTEEP 
059/2001 
                    2.363.374.581,77                            2.358.001.079,00  
-0,23% 
DOURADOS 
025/2017 
                         41.254.632,07                                 48.530.785,89  
17,64% 
EATE 
042/2001 
                       358.142.599,12                               358.173.191,44  
0,01% 
ELETRONORTE 
022/2009 
                         45.963.181,97                                 45.963.181,78  
0,00% 
ELETRONORTE 
058/2001 
                    1.564.946.083,92                            1.570.661.864,03  
0,37% 
ENERGISA-AM 
009/2021 
                         20.021.410,10                                 20.372.121,92  
1,75% 
EQTLT07 
020/2017 
                       109.839.234,07                               102.414.101,87  
-6,76% 
EQTLT08 
048/2017 
                       158.569.237,70                               158.513.002,52  
-0,04% 
ETIM 
086/2002 
                         66.541.002,52                                 63.553.270,73  
-4,49% 
FURNAS 
034/2001 
                       238.993.143,95                               239.245.574,99  
0,11% 
FURNAS 
062/2001 
                    4.117.000.797,78                            4.127.265.127,44  
0,25% 
GENEBRA 
001/2014 
                       261.991.395,15                               268.731.136,13  
2,57% 
IE ITAQUERÊ 
027/2017 
                         55.380.691,51                                 55.916.056,71  
0,97% 
LTTE 
020/2011 
                         37.710.497,83                                 43.325.100,73  
14,89% 
MGE 
008/2010 
                         45.467.227,94                                 55.393.588,80  
21,83% 
NEO BIGUAÇU 
040/2017 
                         15.296.960,38                                 15.806.240,05  
3,33% 
ONTE 
021/2016 
                         15.033.823,39                                 15.000.009,90  
-0,22% 
Rondon 
010/2014 
                         19.337.439,60                                 19.299.412,56  
-0,20% 
SITE 
002/2018 
                       101.721.844,79                               101.703.829,16  
-0,02% 
SMTE 
003/2006 
                       161.474.726,99                               162.215.094,31  
0,46% 
SPTE 
007/2007 
                         51.140.773,63                                 51.861.824,45  
1,41% 
TAESA 
003/2004 
                       122.077.959,85                               122.161.283,66  
0,07% 
TAESA 
081/2002 
                         69.531.230,99                                 69.691.558,55  
0,23% 
TAESA 
095/2000 
                       483.263.176,83                               483.277.357,04  
0,00% 
TAESA 
097/2000 
                       457.100.285,79                               455.844.996,87  
-0,27% 
TESB 
001/2011 
                         22.073.481,29                                 22.037.280,20  
-0,16% 
TPE 
002/2017 
                       262.657.974,21                               263.055.547,42  
0,15% 
Transirapé 
012/2005 
                         54.364.929,57                                 55.260.505,75  
1,65% 
Demais Contratos 
                  14.935.114.349,69                          14.935.114.349,69    
TOTAL 
                  32.343.051.076,94                          32.447.878.506,24  
0,32% 
 
Tabela 9 - PA homologada pela REH nº 2.959/2021 e após análise dos recursos. 
Concessionária do 
Módulo 
Contrato do Módulo 
PA REH 2959/2021 (R$) 
PA (com alterações) (R$) 
Diferença (%) 
ARTEON 
029/2017 
-                              312.421,90  
-                                    7.052,88  
-97,74% 
ATE VI 
011/2007 
                             1.951.283,03  
                                  532.481,15  
-72,71% 
ATLÂNTICO 
016/2010 
                             1.000.057,12  
                                  874.504,40  
-12,55% 
BRILHANTE 
021/2012 
-                                57.570,68  
-                                  57.548,09  
-0,04%
  Concessionária do Módulo      Contrato do Módulo    RAP REH 2959/2021 (R$)      RAP (com alterações) (R$)      Diferença (%)  
ARCOVERDE      035/2017      27.822.969,75    29.518.063,27      6,09%    
Brasnorte      003/2008      30.788.097,02    30.664.715,58      -0,40%    
CEEE-T      055/2001      763.074.497,06    780.765.935,98      2,32%    
CELG G&T      063/2001      179.157.961,39    182.860.439,65      2,07%    
CEMIG-GT      006/1997      683.636.578,05    682.809.015,20      -0,12%    
CEMIG-GT      079/2000      40.669.651,44    39.623.930,18      -2,57%    
CGT      057/2001      805.010.015,96    802.488.796,43      -0,31%    
CGT      624/2014 (Port. MME)      362.413,60    8.426.116,22      2225,00%    
CHESF      061/2001      2.870.321.847,90    2.873.875.824,75      0,12%    
COPEL-GT      006/2016      90.710.374,40    133.297.086,80      46,95%    
COPEL-GT      060/2001      440.780.572,42    439.828.685,05      -0,22%    
CTEEP      059/2001      2.363.374.581,77    2.358.001.079,00      -0,23%    
DOURADOS      025/2017      41.254.632,07    48.530.785,89      17,64%    
EATE      042/2001      358.142.599,12    358.173.191,44      0,01%    
ELETRONORTE      022/2009      45.963.181,97    45.963.181,78      0,00%    
ELETRONORTE      058/2001      1.564.946.083,92    1.570.661.864,03      0,37%    
ENERGISA-AM      009/2021      20.021.410,10    20.372.121,92      1,75%    
EQTLT07      020/2017      109.839.234,07    102.414.101,87      -6,76%    
EQTLT08      048/2017      158.569.237,70    158.513.002,52      -0,04%    
ETIM      086/2002      66.541.002,52    63.553.270,73      -4,49%    
FURNAS      034/2001      238.993.143,95    239.245.574,99      0,11%    
FURNAS      062/2001      4.117.000.797,78    4.127.265.127,44      0,25%    
GENEBRA      001/2014      261.991.395,15    268.731.136,13      2,57%    
IE ITAQUERÊ      027/2017      55.380.691,51    55.916.056,71      0,97%    
LTTE      020/2011      37.710.497,83    43.325.100,73      14,89%    
MGE      008/2010      45.467.227,94    55.393.588,80      21,83%    
NEO BIGUAÇU      040/2017      15.296.960,38    15.806.240,05      3,33%    
ONTE      021/2016      15.033.823,39    15.000.009,90      -0,22%    
Rondon      010/2014      19.337.439,60    19.299.412,56      -0,20%    
SITE      002/2018      101.721.844,79    101.703.829,16      -0,02%    
SMTE      003/2006      161.474.726,99    162.215.094,31      0,46%    
SPTE      007/2007      51.140.773,63    51.861.824,45      1,41%    
TAESA      003/2004      122.077.959,85    122.161.283,66      0,07%    
TAESA      081/2002      69.531.230,99    69.691.558,55      0,23%    
TAESA      095/2000      483.263.176,83    483.277.357,04      0,00%    
TAESA      097/2000      457.100.285,79    455.844.996,87      -0,27%    
TESB      001/2011      22.073.481,29    22.037.280,20      -0,16%    
TPE      002/2017      262.657.974,21    263.055.547,42      0,15%    
Transirapé      012/2005      54.364.929,57    55.260.505,75      1,65%    
        Demais Contratos    14.935.114.349,69    14.935.114.349,69          
        TOTAL    32.343.051.076,94    32.447.878.506,24      0,32%    
  Concessionária do    Contrato do Módulo  PA REH 2959/2021 (R$)  PA (com alterações) (R$)  Diferença (%)
  Módulo          
ARTEON      029/2017  - 312.421,90  - 7.052,88  -97,74%
ATE VI      011/2007  1.951.283,03  532.481,15  -72,71%
ATLÂNTICO      016/2010  1.000.057,12  874.504,40  -12,55%
BRILHANTE      021/2012  - 57.570,68  - 57.548,09  -0,04%

Pág. 25 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Concessionária do 
Módulo 
Contrato do Módulo 
PA REH 2959/2021 (R$) 
PA (com alterações) (R$) 
Diferença (%) 
CAIUÁ-T 
007/2012 
-                              692.833,01  
-                             8.142.828,69  
1075,29% 
CEEE-T 
055/2001 
                           69.717.517,38  
-                             7.556.820,55  
-110,84% 
CELG G&T 
003/2015 
                                  34.515,88  
-                                  59.120,37  
-271,28% 
CELG G&T 
063/2001 
-                           4.093.053,55  
-                             2.359.062,76  
-42,36% 
CEMIG-GT 
006/1997 
                           13.119.528,36  
                             13.681.526,72  
4,28% 
CEMIG-GT 
079/2000 
                             9.115.697,96  
                             15.367.338,43  
68,58% 
CGI 
041/2017 
-                           1.137.579,92  
-                             1.049.186,52  
-7,77% 
CGT 
002/2011 
-                              569.277,18  
-                                388.114,21  
-31,82% 
CGT 
004/2008 
-                              147.185,14  
-                                146.569,08  
-0,42% 
CGT 
005/2009 
-                              220.642,23  
-                                189.872,07  
-13,95% 
CGT 
011/2010 
                                465.329,75  
                                  354.296,39  
-23,86% 
CGT 
057/2001 
-                         12.020.030,85  
-                           11.782.812,47  
-1,97% 
CHESF 
005/2012 
-                           1.561.619,32  
-                                999.964,75  
-35,97% 
CHESF 
013/2010 
                                634.224,52  
                                  517.748,74  
-18,37% 
CHESF 
014/2010 
                                327.115,16  
                                  198.052,21  
-39,45% 
CHESF 
017/2009 
-                           6.633.897,98  
-                             3.154.811,00  
-52,44% 
CHESF 
018/2009 
-                              237.644,27  
-                                287.747,71  
21,08% 
CHESF 
019/2010 
                                140.837,25  
                                    59.792,21  
-57,55% 
CHESF 
019/2012 
-                           1.104.529,31  
-                             1.298.458,12  
17,56% 
CHESF 
020/2010 
                                116.033,82  
                                    87.054,98  
-24,97% 
CHESF 
021/2010 
                             1.590.704,52  
                                  276.953,66  
-82,59% 
CHESF 
061/2001 
                         262.623.475,51                             191.567.683,68  
-27,06% 
COPEL-GT 
006/2016 
-                           9.993.998,23  
-                             3.047.340,48  
-69,51% 
COPEL-GT 
010/2010 
-                              974.791,41  
-                                983.341,58  
0,88% 
COPEL-GT 
021/2014 
                                  25.218,35  
-                                288.873,27  
-1245,49% 
COPEL-GT 
022/2014 
                                138.312,64  
-                                699.882,37  
-606,01% 
COPEL-GT 
027/2009 
-                              364.735,71  
-                                418.291,10  
14,68% 
COPEL-GT 
060/2001 
-                                67.914,82  
                             29.488.446,09  
-43519,75% 
CTEEP 
059/2001 
-                         43.254.279,75  
-                           37.672.819,56  
-12,90% 
DOURADOS 
025/2017 
-                           1.692.376,67  
-                                964.761,29  
-42,99% 
EATE 
042/2001 
-                         11.526.267,17  
-                           11.220.834,39  
-2,65% 
EDP 
021/2017 
-                              509.756,46  
-                                763.336,48  
49,75% 
EDTE 
015/2016 
-                           2.579.201,56  
-                             2.413.156,53  
-6,44% 
ELETRONORTE 
010/2009 
                           10.315.358,66  
-                             2.710.240,66  
-126,27% 
ELETRONORTE 
012/2009 
                             9.652.192,45  
-                             8.737.201,83  
-190,52% 
ELETRONORTE 
021/2009 
-                           1.944.091,98  
-                             2.267.224,12  
16,62% 
ELETRONORTE 
022/2009 
-                           1.261.504,66  
-                             1.451.887,67  
15,09% 
ELETRONORTE 
058/2001 
                           89.133.155,45  
                           134.017.252,23  
50,36% 
ENCRUZO 
017/2010 
-                              732.000,34  
-                                734.206,46  
0,30% 
ENEL CIEN 
210/2011 (Port. MME) 
-                           3.300.628,69  
-                             3.279.747,10  
-0,63% 
ENERGISA PARÁ I 
043/2017 
                             1.818.389,81  
-                                370.649,10  
-120,38% 
ENERGISA-AM 
009/2021 
                                  73.807,46  
-                             1.012.616,85  
-1471,97% 
ENTE 
085/2002 
-                           5.262.298,32  
-                             5.274.279,71  
0,23% 
EQTLT07 
020/2017 
-                           3.009.003,07  
-                                441.144,86  
-85,34% 
EQTLT08 
048/2017 
-                           7.991.345,66  
-                             2.985.938,97  
-62,64% 
ESDE 
025/2009 
-                              220.244,64  
-                                347.787,23  
57,91% 
ESPERANZA 
018/2014 
                             2.235.663,45  
-                                425.799,66  
-119,05% 
ETB 
011/2016 
                           11.968.167,54  
-                             4.352.075,33  
-136,36%
  Concessionária do    Contrato do Módulo  PA REH 2959/2021 (R$)  PA (com alterações) (R$)  Diferença (%)
  Módulo          
CAIUÁ-T      007/2012  - 692.833,01  - 8.142.828,69  1075,29%
CEEE-T      055/2001  69.717.517,38  - 7.556.820,55  -110,84%
CELG G&T      003/2015  34.515,88  - 59.120,37  -271,28%
CELG G&T      063/2001  - 4.093.053,55  - 2.359.062,76  -42,36%
CEMIG-GT      006/1997  13.119.528,36  13.681.526,72  4,28%
CEMIG-GT      079/2000  9.115.697,96  15.367.338,43  68,58%
CGI      041/2017  - 1.137.579,92  - 1.049.186,52  -7,77%
CGT      002/2011  - 569.277,18  - 388.114,21  -31,82%
CGT      004/2008  - 147.185,14  - 146.569,08  -0,42%
CGT      005/2009  - 220.642,23  - 189.872,07  -13,95%
CGT      011/2010  465.329,75  354.296,39  -23,86%
CGT      057/2001  - 12.020.030,85  - 11.782.812,47  -1,97%
CHESF      005/2012  - 1.561.619,32  - 999.964,75  -35,97%
CHESF      013/2010  634.224,52  517.748,74  -18,37%
CHESF      014/2010  327.115,16  198.052,21  -39,45%
CHESF      017/2009  - 6.633.897,98  - 3.154.811,00  -52,44%
CHESF      018/2009  - 237.644,27  - 287.747,71  21,08%
CHESF      019/2010  140.837,25  59.792,21  -57,55%
CHESF      019/2012  - 1.104.529,31  - 1.298.458,12  17,56%
CHESF      020/2010  116.033,82  87.054,98  -24,97%
CHESF      021/2010  1.590.704,52  276.953,66  -82,59%
CHESF      061/2001  262.623.475,51  191.567.683,68  -27,06%
COPEL-GT      006/2016  - 9.993.998,23  - 3.047.340,48  -69,51%
COPEL-GT      010/2010  - 974.791,41  - 983.341,58  0,88%
COPEL-GT      021/2014  25.218,35  - 288.873,27  -1245,49%
COPEL-GT      022/2014  138.312,64  - 699.882,37  -606,01%
COPEL-GT      027/2009  - 364.735,71  - 418.291,10  14,68%
COPEL-GT      060/2001  - 67.914,82  29.488.446,09  -43519,75%
CTEEP      059/2001  - 43.254.279,75  - 37.672.819,56  -12,90%
DOURADOS      025/2017  - 1.692.376,67  - 964.761,29  -42,99%
EATE      042/2001  - 11.526.267,17  - 11.220.834,39  -2,65%
EDP      021/2017  - 509.756,46  - 763.336,48  49,75%
EDTE      015/2016  - 2.579.201,56  - 2.413.156,53  -6,44%
ELETRONORTE      010/2009  10.315.358,66  - 2.710.240,66  -126,27%
ELETRONORTE      012/2009  9.652.192,45  - 8.737.201,83  -190,52%
ELETRONORTE      021/2009  - 1.944.091,98  - 2.267.224,12  16,62%
ELETRONORTE      022/2009  - 1.261.504,66  - 1.451.887,67  15,09%
ELETRONORTE      058/2001  89.133.155,45  134.017.252,23  50,36%
ENCRUZO      017/2010  - 732.000,34  - 734.206,46  0,30%
ENEL CIEN      210/2011 (Port. MME)  - 3.300.628,69  - 3.279.747,10  -0,63%
ENERGISA PARÁ I      043/2017  1.818.389,81  - 370.649,10  -120,38%
ENERGISA-AM      009/2021  73.807,46  - 1.012.616,85  -1471,97%
ENTE      085/2002  - 5.262.298,32  - 5.274.279,71  0,23%
EQTLT07      020/2017  - 3.009.003,07  - 441.144,86  -85,34%
EQTLT08      048/2017  - 7.991.345,66  - 2.985.938,97  -62,64%
ESDE      025/2009  - 220.244,64  - 347.787,23  57,91%
ESPERANZA      018/2014  2.235.663,45  - 425.799,66  -119,05%
ETB      011/2016  11.968.167,54  - 4.352.075,33  -136,36%

Pág. 26 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Concessionária do 
Módulo 
Contrato do Módulo 
PA REH 2959/2021 (R$) 
PA (com alterações) (R$) 
Diferença (%) 
ETEM 
005/2010 
-                              484.383,12  
-                                486.599,11  
0,46% 
ETVG 
018/2010 
                             3.186.231,07  
                               2.767.100,61  
-13,15% 
FURNAS 
016/2012 
-                           1.009.666,16  
-                             1.018.294,93  
0,85% 
FURNAS 
034/2001 
-                           8.811.447,47  
-                             9.840.750,63  
11,68% 
FURNAS 
062/2001 
-                         23.244.897,16  
-                             8.522.214,57  
-63,34% 
GENEBRA 
001/2014 
-                         12.132.460,66  
-                             5.192.949,84  
-57,20% 
GSTE 
011/2017 
-                           4.883.330,94  
-                             3.901.454,90  
-20,11% 
IE ITAQUERÊ 
027/2017 
-                           2.033.570,56  
-                             1.651.379,29  
-18,79% 
IE Pinheiros 
015/2008 
-                           3.578.932,46  
-                             3.519.503,13  
-1,66% 
IE TIBAGI 
026/2017 
-                           8.670.176,83  
-                           10.138.630,68  
16,94% 
IEJAPI 
026/2009 
-                                90.617,15  
-                                264.041,09  
191,38% 
IENNE 
001/2008 
                             2.928.539,31  
-                             1.783.057,48  
-160,89% 
INTESA 
002/2006 
-                         15.899.284,59  
-                           15.182.131,62  
-4,51% 
LTC 
005/2011 
-                              807.597,76  
-                                865.139,35  
7,13% 
LTT 
004/2006 
-                           4.693.383,38  
-                             4.640.986,37  
-1,12% 
LTTE 
020/2011 
-                           2.845.934,22  
                               2.442.687,70  
-185,83% 
MA II 
032/2017 
-                              156.004,35  
-                                524.019,64  
235,90% 
Macapá 
009/2008 
-                           5.049.528,44  
-                             4.357.390,40  
-13,71% 
Macedo 
005/2015 
                             1.335.434,68  
-                             6.655.961,65  
-598,41% 
MANTIQUEIRA 
005/2016 
-                           1.898.758,55  
-                             1.183.505,72  
-37,67% 
MARIANA 
011/2014 
-                              444.178,02  
-                                585.122,71  
31,73% 
MGE 
008/2010 
-                           4.824.872,52  
-                             1.411.327,05  
-70,75% 
MIRACEMA 
017/2016 
-                           1.821.622,20  
-                             1.818.213,98  
-0,19% 
MONTESCLAROS 
003/2010 
-                           1.336.077,94  
-                             1.527.324,68  
14,31% 
MORRO AGUDO 
006/2015 
                                450.554,50  
-                                145.529,09  
-132,30% 
NEO BIGUAÇU 
040/2017 
-                           1.005.855,13  
-                                562.288,99  
-44,10% 
ODOYÁ 
017/2014 
                                439.249,45  
-                             2.028.160,19  
-561,73% 
ONTE 
021/2016 
                           13.495.425,33  
                             12.390.456,11  
-8,19% 
PPTE 
009/2005 
-                              908.435,56  
-                             9.330.505,69  
927,10% 
Rondon 
010/2014 
                                815.960,22  
                                  773.333,15  
-5,22% 
SITE 
002/2018 
-                              534.171,78  
-                                539.402,13  
0,98% 
SMTE 
003/2006 
-                           6.359.946,67  
-                             5.619.583,67  
-11,64% 
SPTE 
007/2007 
-                           2.201.207,71  
-                             1.712.544,97  
-22,20% 
TAESA 
002/2002 
-                           4.032.394,44  
-                             3.782.517,50  
-6,20% 
TAESA 
003/2004 
-                           4.703.300,51  
-                             4.560.619,68  
-3,03% 
TAESA 
081/2002 
-                           1.770.201,17  
-                             1.600.367,93  
-9,59% 
TAESA 
095/2000 
-                         16.924.555,46  
-                           16.868.960,21  
-0,33% 
TAESA 
097/2000 
-                           4.398.572,53  
-                             4.454.117,64  
1,26% 
TGO 
028/2009 
-                              394.043,73  
-                                464.462,41  
17,87% 
TME 
023/2009 
-                           3.152.242,76  
-                             3.297.107,43  
4,60% 
TPAE 
019/2009 
-                              270.349,88  
-                                318.677,91  
17,88% 
TPE 
002/2017 
-                           5.801.558,13  
-                             5.543.080,60  
-4,46% 
Transirapé 
012/2005 
-                           3.090.165,72  
-                             2.700.156,73  
-12,62% 
TSBE 
004/2012 
-                           3.468.047,58  
-                             3.438.891,35  
-0,84% 
TSP 
024/2009 
-                           1.199.671,96  
-                                261.400,39  
-78,21% 
Z2 
045/2017 
-                              513.231,80  
-                                137.770,58  
-73,16% 
Demais Contratos 
-                       372.435.576,13  
-                         372.435.576,13  
  
TOTAL 
-                       210.923.886,64  
-                         249.212.512,60  
18,15%
  Concessionária do    Contrato do Módulo      PA REH 2959/2021 (R$)  PA (com alterações) (R$)  Diferença (%)
  Módulo              
ETEM      005/2010      - 484.383,12  - 486.599,11  0,46%
ETVG      018/2010      3.186.231,07  2.767.100,61  -13,15%
FURNAS      016/2012      - 1.009.666,16  - 1.018.294,93  0,85%
FURNAS      034/2001      - 8.811.447,47  - 9.840.750,63  11,68%
FURNAS      062/2001      - 23.244.897,16  - 8.522.214,57  -63,34%
GENEBRA      001/2014      - 12.132.460,66  - 5.192.949,84  -57,20%
GSTE      011/2017      - 4.883.330,94  - 3.901.454,90  -20,11%
IE ITAQUERÊ      027/2017      - 2.033.570,56  - 1.651.379,29  -18,79%
IE Pinheiros      015/2008      - 3.578.932,46  - 3.519.503,13  -1,66%
IE TIBAGI      026/2017      - 8.670.176,83  - 10.138.630,68  16,94%
IEJAPI      026/2009      - 90.617,15  - 264.041,09  191,38%
IENNE      001/2008      2.928.539,31  - 1.783.057,48  -160,89%
INTESA      002/2006      - 15.899.284,59  - 15.182.131,62  -4,51%
LTC      005/2011      - 807.597,76  - 865.139,35  7,13%
LTT      004/2006      - 4.693.383,38  - 4.640.986,37  -1,12%
LTTE      020/2011      - 2.845.934,22  2.442.687,70  -185,83%
MA II      032/2017      - 156.004,35  - 524.019,64  235,90%
Macapá      009/2008      - 5.049.528,44  - 4.357.390,40  -13,71%
Macedo      005/2015      1.335.434,68  - 6.655.961,65  -598,41%
MANTIQUEIRA      005/2016      - 1.898.758,55  - 1.183.505,72  -37,67%
MARIANA      011/2014      - 444.178,02  - 585.122,71  31,73%
MGE      008/2010      - 4.824.872,52  - 1.411.327,05  -70,75%
MIRACEMA      017/2016      - 1.821.622,20  - 1.818.213,98  -0,19%
MONTESCLAROS      003/2010      - 1.336.077,94  - 1.527.324,68  14,31%
MORRO AGUDO      006/2015      450.554,50  - 145.529,09  -132,30%
NEO BIGUAÇU      040/2017      - 1.005.855,13  - 562.288,99  -44,10%
ODOYÁ      017/2014      439.249,45  - 2.028.160,19  -561,73%
ONTE      021/2016      13.495.425,33  12.390.456,11  -8,19%
PPTE      009/2005      - 908.435,56  - 9.330.505,69  927,10%
Rondon      010/2014      815.960,22  773.333,15  -5,22%
SITE      002/2018      - 534.171,78  - 539.402,13  0,98%
SMTE      003/2006      - 6.359.946,67  - 5.619.583,67  -11,64%
SPTE      007/2007      - 2.201.207,71  - 1.712.544,97  -22,20%
TAESA      002/2002      - 4.032.394,44  - 3.782.517,50  -6,20%
TAESA      003/2004      - 4.703.300,51  - 4.560.619,68  -3,03%
TAESA      081/2002      - 1.770.201,17  - 1.600.367,93  -9,59%
TAESA      095/2000      - 16.924.555,46  - 16.868.960,21  -0,33%
TAESA      097/2000      - 4.398.572,53  - 4.454.117,64  1,26%
TGO      028/2009      - 394.043,73  - 464.462,41  17,87%
TME      023/2009      - 3.152.242,76  - 3.297.107,43  4,60%
TPAE      019/2009      - 270.349,88  - 318.677,91  17,88%
TPE      002/2017      - 5.801.558,13  - 5.543.080,60  -4,46%
Transirapé      012/2005      - 3.090.165,72  - 2.700.156,73  -12,62%
TSBE      004/2012      - 3.468.047,58  - 3.438.891,35  -0,84%
TSP      024/2009      - 1.199.671,96  - 261.400,39  -78,21%
Z2      045/2017      - 513.231,80  - 137.770,58  -73,16%
        Demais Contratos    - 372.435.576,13  - 372.435.576,13  
        TOTAL    - 210.923.886,64  - 249.212.512,60  18,15%

Pág. 27 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
69. 
Recomenda-se juntar esta nota técnica ao Processo nº 48500.000375/2021-23 e o seu 
encaminhamento à Diretoria Colegiada da ANEEL com vistas a fornecer subsídios à análise e decisão 
quanto à matéria nela tratada. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
WENDELL CASSEMIRO DA SILVA 
Técnico Administrativo 
 
 
(Assinado digitalmente) 
ANDRE LUCIO NEVES 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DENIS PEREZ JANNUZZI 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
  
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A  
 
 
 
 
 
 
ASSOCIAÇÃO, TRANSMISSORAS E GRUPOS 
ECONÔMICOS QUE TIVERAM OS RECURSOS 
CONTRA A RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 
Nº 2.895/2021 PROVIDOS

Pág. 29 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
ANEXO A1 
 
RECLAMANTE: Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica - ABRATE 
PROTOCOLO: 48513.020321/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: A referida associação reclamou de erro no cálculo da RAP das transmissoras afetadas pela 
Lei 12.783/2013 quanto à aplicação da trajetória da receita associada aos custos de O&M em função de 
equívocos relacionados com a proporção das receitas destinadas às instalações que compõe a RB/RBF e 
DIT. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos. Salienta-se que o atendimento ao pleito foi materializado por meio da 
retificação publicada por meio da REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A2 
 
RECLAMANTE: ARTEON Z1 ENERGIA S/A 
PROTOCOLO: 48513.020258/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021  
 
RECLAMAÇÃO: A transmissora discorda da PA Apuração (Rede Básica e Rede Básica de Fronteira) da 
competência 06/2020, considerando que as receitas não foram consideradas corretamente. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos. O valor da rubrica RBL da competência 06/2020 na RB e na RBF 
estavam zerados, quando deveriam expressar o valor homologado, proporcional aos dias de operação. 
Cabe observar que, quanto aos valores de PA Apuração de RB, por ocasião da emissão da REH nº 
2.959/2021 (retificação), foi considerada PB integral na competência analisada. O ajustamento da referida 
diferença será processado na apuração do próximo ciclo.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A3 
 
RECLAMANTES:  
EDP Transmissão S.A. – EDP T; e  
EDP Transmissão MA II S.A. – EDP MA II. 
PROTOCOLO: 48513.020350/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021  
 
RECLAMAÇÃO: As transmissoras fazem as seguintes reclamações: 
(i) 
As Parcelas Variáveis devem ser consideradas na PA Apuração de Rede Básica, sob pena de se 
contrariar o Submódulo 9.3 do Proret. 
(ii) 
As alíquotas de PIS/Cofins foram alteradas a partir de 2021. Contudo, o cálculo da PA Apuração 
não considerou essa variação para as competências de 01 e 02/2021. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.  No caso concreto: 
• 
Item (i): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as 
transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já 
considerados na REH nº 2.959/2021.  
• 
Item (ii): Acatado. Questionado, o ONS14 ratificou a informação prestada pela EDP. Assim, devem 
ser consideradas PA nos valores de –R$ 253.580,02 e –R$ 368.015,29, a valores de 06/2021, para EDP T e 
EDP MA II, respectivamente. 
 
 
 
 
 
14 Documento SICNet 48581.001478/2022-00.

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ANEXO A4 
 
RECLAMANTE: Empresa de Transmissão de Várzea Grande S.A. – ETVG 
PROTOCOLO: 48513. 020361/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: A transmissora reclama de erro na PA Apuração relativa à PV. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa 
às Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as 
transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já 
considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A5 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Garanhuns S.A – IeGaranhuns 
PROTOCOLO: 48513. 020308/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: A transmissora reclama de erro na PA Apuração relativa à PV. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa 
às Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as 
transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já 
considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A6 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica do Madeira S.A. – IeMadeira 
PROTOCOLO: 48513. 020328/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: A transmissora reclama de erro na PA Apuração relativa à PV. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa 
às Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as 
transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já 
considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A7 
 
RECLAMANTE: Mantiqueira Transmissora de Energia S.A. – Mantiqueira 
PROTOCOLO: 48513. 020281/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: A transmissora reclama que o resultado de sua revisão, definido pela REH nº 2.882/2021, 
não foi contemplado corretamente no reajuste da RAP. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos. No caso, parte das receitas relativas ao Contrato de Concessão nº 
005/2016, de fato, não foram reajustadas, gerando a diferença reclamada. Os valores da base de receitas 
do respectivo contrato foram atualizados no Siget.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A8 
 
RECLAMANTE: MGE TRANSMISSÃO S.A. 
PROTOCOLO: 48513.019692-2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 21/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: A ANEEL, por equívoco, desconsiderou o fato de o 2° Banco de Autotransformadores da 
SE Viana 2, reforço autorizado através da REA n°. 7.577/2019, se encontrar em operação comercial plena 
desde 22/01/2021. Requer a retificação da PA Apuração e da RAP do ciclo. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos. Verificou-se que o cadastramento dos respectivos TL no Siget ocorreu 
apenas em 02/9/2021, razão pela qual a entrada em operação dos equipamentos questionados não foi 
considerada quando do fechamento de dados para rodar o reajuste da RAP homologado pela REH nº 
2.895/2021, gerando devolução indevida por meio de PA Apuração e o não estabelecimento da respectiva 
receita.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A9 
 
RECLAMANTES: Grupo Quantum, que apresentou pleitos para as seguintes transmissoras: 
   Odoyá Transmissora de Energia S.A. – ODOYÁ; 
 
 
   Esperanza Transmissora de Energia S.A. – ESPERANZA; e 
   Transmissora José Maria de Macedo de Eletricidade S.A. – JMM. 
PROTOCOLO: 48513.020305/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: As transmissoras reclamam que PA firmada na REH nº 2.826/2020 deveria ser paga em 
parcela única, como homologado no ato legal. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.  O pleito já foi considerado na retificação publicada por meio da REH 
nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A10 
 
RECLAMANTE: Celeo Redes Brasil S.A. – CRB, representando as 15 transmissoras de seu grupo econômico. 
PROTOCOLO: 48513.020378/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, o grupo CRB argumenta que: 
(i) 
A PA Postergação da transmissora CANTAREIRA foi fixada pela REH nº 2.895/2021 em R$ 
281.778,76, quando o correto, conforme REH nº 2.826/2020, seria R$ 4.508.460,17. 
(ii) 
A PA Apuração da SITE está com equívoco na rubrica RBL. 
(iii) 
A PA Revisão relativa à “Outras Receitas” da LTT está incorreta. O valor da parcela deveria ser 
1/3 do homologado pela REH nº 2.844/2021. 
(iv) 
A PA Apuração de todas as empresas do grupo desconsiderou ajustes de PV nas Receitas 
Permitidas (ANEEL). 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Acatado. Verificou-se que o comando estabelecido pela REH nº 2.826/2020, de fato, não 
fora cumprido como decidido pela Diretoria. O pleito foi contemplado na retificação publicada por 
meio da REH nº 2.959/2021. 
• Item (ii): Acatado. Comprovado o erro de mensuração da rubrica RBL nas Receitas Permitidas 
(ANEEL) nos meses de junho e julho de 2020, a PA Apuração foi retificada. Esse pleito também foi 
contemplado na REH nº 2.959/2021. 
• Item (iii): Acatado. Verificou-se que o comando estabelecido pela REH nº 2.844/2021, de fato, não 
fora cumprido como decidido pela Diretoria. Contudo, salienta-se que a rubrica fora revisada. 
• Item (iv): Acatado. A PA Apuração também foi retificada na REH nº 2.959/2021 devido à falta da 
rubrica “Parcela Variável” nas Receitas Permitidas (ANEEL) na homologação original.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A11 
 
RECLAMANTE: Empresa Transmissora Agreste Potiguar S.A. – ETAP. 
PROTOCOLO: 48513.020364/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETAP argumenta que a PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que 
resulta devolução às transmissoras dos descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.   
 
A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às Receitas Apuradas (ONS) sem a 
devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as transmissoras tivessem devolvidas 
as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A12 
 
RECLAMANTE: Empresa de Transmissão Baiana S.A. - ETB. 
PROTOCOLO: 48513.020355/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETB argumenta que: 
 
(i) 
Trecho 2 - LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Gentio do Ouro II entrou em operação em data posterior 
à considerada no Siget, o que afetou a PA Apuração, pagando mais a transmissora que o devido. 
Além de não ter sido considerada a PV na parte relativa à Receita Homologada (ANEEL); e 
 
(ii) 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATADO seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): De fato, o TL foi cadastrado de forma equivocada no Siget, sendo associada a LT 500 kV 
Bom Jesus da Lapa II – Gentio do Ouro II ao TL que confirmou a entrada em operação da LT 500 kV 
JUAZEIRO III /OUROLANDIA II C-1 BA. 
Após a retificação e reprocessamento do reajuste, o valor da PA Apuração calculada ficou em -R$ 
4.352.075,33. 
 
• Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com 
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos 
já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A13 
 
RECLAMANTE: Empresa Transmissora Capixaba S.A. – ETC. 
PROTOCOLO: 48513.020367/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETC argumenta que a PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que 
resulta devolução às transmissoras dos descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.   
 
A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às Receitas Apuradas (ONS) sem a 
devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as transmissoras tivessem devolvidas 
as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A14 
 
RECLAMANTE: Empresa de Transmissão de Energia do Mato Grosso S.A. – ETEM. 
PROTOCOLO: 48513.020359/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETEM argumenta que a PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o 
que resulta devolução às transmissoras dos descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.   
 
A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às Receitas Apuradas (ONS) sem a 
devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as transmissoras tivessem devolvidas 
as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A15 
 
RECLAMANTE: Empresa de Transmissão de Espírito Santo S.A. – ETES. 
PROTOCOLO: 48513.020357/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETES argumenta que identificou a necessidade retificar os valores da PA 
– Apuração referentes à rubrica de Parcela Variável. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.   
 
A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às Receitas Apuradas (ONS) sem a 
devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as transmissoras tivessem devolvidas 
as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A16 
 
RECLAMANTE: Linhas de Macapá Transmissora de Energia S.A. – Macapá. 
PROTOCOLO: 48513.020365/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a Macapá questiona o cálculo da PA Outros Ajustes – Suspensão de 
Pagamento Base, relativa à RB. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos. 
 
No caso concreto, o cálculo da PA Outros Ajustes (processada para compensar a indevida devolução das 
suspensões de pagamento base (SPB) processadas pelo ONS durante o ciclo anterior) considerou, 
equivocamente, a parcela de devolução (valor negativo na SPB) processada em dezembro de 2020 com 
valor positivo.  
 
Desse modo, foi imputado à transmissora uma devolução, de fato, indevida. Recalculada a PA Outros 
Ajustes relativa à Suspensão de Pagamento Base de Rede Básica, o valor originalmente definido de (–) R$ 
928.682,55 foi alterado para (–) R$ 236.544,51.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A17 
 
RECLAMANTE: MEZ 5 ENERGIA LTDA. – MEZ 5. 
PROTOCOLO: E-MAILS. 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 28/7/2021 e 13/10/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a MEZ 5 argumenta que a receita RBL da RBF foi acrescida à receita RBL 
da RB. Esse fato distorce o cálculo da TUST. Ainda, a transmissora informou que dois equipamentos de 
conexão com a CEEE-D estavam erroneamente com titularidade da CEEE-T 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.  
 
O pleito de identificação de receitas RBL foi tratado por ocasião da retificação publicada pela REH nº 
2.959/2021. 
 
No decurso das tratativas para homologação dos encargos de conexão no processo tarifário 2021 da CEEE-
D a MEZ 5 informou que os equipamentos de IdeMdl 17596 e 17604, quais sejam, a IB 13,8 kV MG 230 kV 
PORTO ALEGRE 4 MG1 RS IB4 e o MC 13,8 kV BC 13,8 kV 6 Mvar PORTO ALEGRE 4 BC5 RS, estavam com 
identificação de titularidade equivocamente atribuída à CEEE-T. Em razão disso, o ajuste de tal equívoco 
deve ser processado por meio de parcelas de ajustes atualizadas no próximo processo de RAP. 
 
Recomenda-se à transmissora que, ao efetuar seus pleitos, utilize-se de meios formais (correspondências) 
de comunicação. Essa ação é necessária devido ao atendimento das normas regulamentares e para o 
maior controle dos pleitos.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A18 
 
RECLAMANTE: Transmissora Paraiso de Energia S.A. - TPE. 
PROTOCOLO: 48513.020353/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a TPE requer: 
 
(iii) 
O reconhecimento da RAP de RBNI autorizado pela REA 8.450/19, para o ciclo de 2021-
2022; e 
 
(iv) 
A revisão da PA Apuração relativa às receitas descritas no item anterior. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Acatado. 
Como mencionado pela transmissora, “as receitas foram consideradas apenas como previstas. 
Após análise, foi verificado que os TLDONS/346/10/2020 e TLDONS/202/4/2021 foram 
cadastrados no Siget apenas após o processamento do reajuste. Dessa forma, o pleito deve ser 
acatado. 
 
• Item (ii): Acatado. 
Pelas mesmas razões, a PA Apuração foi reprocessada. O valor final da referida apuração foi 
alterado de -R$ 5.801.558,13 para -R$ 5.543.080,60.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A19 
 
RECLAMANTE: Linhas de Taubaté Transmissora de Energia S.A. – LTTE. 
PROTOCOLO: 48513.020369/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a LTTE argumenta que o cálculo da “PA Outros Ajustes” relativa às 
compensações de instalações classificadas como RBF ou DITC que entraram em operação comercial com 
pendência não impeditiva própria, (i) procederam com desconto de 20% das receitas, quando o correto 
seria 10%; bem como (ii) consideraram glosa sobre a RAP integral no mês em que as instalações entraram 
completamente em operação comercial. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR seus argumentos.   
 
No cálculo da “PA Outros Ajustes” relativa às compensações de instalações classificadas como RBF ou 
DITC, foi considerado que a pendência era própria da FT, a qual esses módulos pertencem. Mas ficou claro 
na documentação encaminhada, que a pendência se trata de FT pertence ao Contrato de Concessão N° 
020/2011, que não foi totalmente entregue à operação e, nesse caso, o desconto é limitado em 10%, 
conforme constava no Art. 13 da Resolução Normativa nº 841, de 2018, vigente à época.  
 
Ainda, restou comprovado que o referido cálculo de ajuste foi processado com base no período integral 
do ciclo da RAP anterior, quando, na verdade, os referidos equipamentos entraram em operação em 
03/03/2021. 
 
Por fim, a data final de consideração das pendências também foi alterada. 
 
Assim, o valor desta PA Outros Ajustes da LTTE deve ser alterado de (-) R$ 889.789,91 para (-) R$ 
316.638,74.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO A20 
 
RECLAMANTE: Grupo Equatorial Transmissão, controladora das transmissoras: 
• Equatorial Transmissora 4 SPE S.A. – Equatorial 4; 
• Equatorial Transmissora 6 SPE S.A. – Equatorial 6; 
• Equatorial Transmissora 7 SPE S.A. – Equatorial 7; 
• Equatorial Transmissora 8 SPE S.A. – Equatorial 8; e 
• Integração Transmissora de Energia S.A. – Intesa. 
PROTOCOLO: 48513. 020309/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, o grupo econômico salienta que foram descontadas, via PA Apuração, as 
receitas devidamente recebidas após entrada em operação de diversas instalações das transmissoras do 
Grupo.   
 
ANÁLISE DO PLEITO: Deve-se conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade 
e, no mérito, acatar seus argumentos.  No caso concreto, restou comprovado desalinhamento no cadastro 
de informações pelas transmissoras em virtude de algumas dificuldades operacionais no SIGET. Por 
ocasião da retificação publicada pela REH nº 2.959/2021, parte dos pleitos foi processada. Os demais 
foram tratados na análise dos recursos, com a devida retificação também da PV, quando devida.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B  
 
 
 
 
 
 
TRANSMISSORAS E GRUPOS ECONÔMICOS 
QUE TIVERAM OS RECURSOS CONTRA A 
RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 
2.895/2021 PROVIDOS PARCIALMENTE

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B1 
 
RECLAMANTES: Grupo ARGO, que representou pleitos pelas transmissoras: 
   Argo Transmissão de Energia S.A. (“ARGO”); e  
   Argo III Transmissão de Energia S.A. (“ARGO III”) 
PROTOCOLOS: 48513.020326/2021-00; 48513.029075/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, foi solicitado: 
 
a) 
Para ARGO e ARGO III: O índice de IPCA utilizado na PA Apuração diverge do descrito no § 28 da 
NT nº 149/2021-SGT/ANEEL (1,08056065441059). 
 
b) 
Para ARGO III: Na PA Apuração dos meses de junho e julho de 2020 (rubrica RBL da RAP definida 
pela ANEEL) não estão consideradas as receitas da LT 230 kV Ariquemes – Ji-Paraná C4, que já estavam 
em operação comercial. Os valores de PB dessa FT são, para junho e julho de 2020, respectivamente, R$ 
1.538.917,82 e R$ 1.567.814,49. Ainda, não foram consideradas as Parcelas Variáveis; 
 
c) 
Para ARGO III: Na PA Outros Ajustes – Suspensão de Pagamento Base na FT CS 167 / -87 Mvar JI-
PARANA 1 RO está havendo duplicidade do desconto, uma vez que o mesmo já foi realizado nos AVCs de 
abril e maio de 2021. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: 
Geral: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no mérito, ACATAR 
PARCIALMENTE os argumentos apresentados, sendo que, referente ao: 
• Item (a), deve ser negado, uma vez que o cálculo da Apuração é realizado por competência de 
receita, o que, não coincide com o índice de atualização da RAP, ciclo 2021-2022. 
• Item (b), deve ser acatado. O Siget não considerou no cálculo da apuração as receitas das referidas 
competências e as rubricas de PV. Contudo, o assunto já foi tratado na retificação publicada pela 
REH nº 2.959/2021. 
• Item (c), deve ser negado, uma vez que o cálculo da Apuração, por não ter rubrica de Suspensão 
de Pagamento Base na parte relativa às receitas homologadas pelas ANEEL, estaria devolvendo o 
desconto devido na PA Apuração. Por esta razão é que o valor da PA Outros Ajustes – Suspensão 
de Pagamento Base é devida, mesmo já tendo sido considerada na AMSE. (Ver § 79 da Nota 
Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL, constante na instrução da REH nº 2.895/2021)

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B2 
 
RECLAMANTE: ARTEON Z2 ENERGIA S/A 
PROTOCOLO: 48513.020260/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021  
 
RECLAMAÇÃO: A transmissora discorda da PA Apuração (Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT 
Compartilhada) da competência 06/2020, considerando que as receitas não foram consideradas 
corretamente. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. Os valores das rubricas RBL e RPEC da competência 
06/2020 da RAP homologada pela ANEEL desconsideravam os ajustes do mês de 05/2020. Ainda, os 
valores de PA Outros Ajustes definidos por meio da REH nº 2.725/2020, relativos aos descontos de 10% 
de Receita, determinados pela REN nº 841/2018, desconsideravam as datas proporcionais dos TLR e TLP 
emitidos. Assim, (i) procedeu-se com o recálculo das PA Outros Ajustes – RBF e DITC (REN nº 841/2018) 
definidas pela REH nº 2.725/2020, sendo seus efeitos repassados às rubricas correlatas da REH nº 
2.895/2021; e (ii) recalculou-se as PA Apuração definidas por meio da REH nº 2.895/2021, conforme 
tabela abaixo. 
  
Parcela de Ajuste 
REN Nº 2.725/2020 
R$ 
Recálculo  
R$ 
Diferença 
R$ 
PA Outros Ajustes – RBF (REN 841/2018) 
B. ESPERANCA-230/69 kV 
-47.750,85 
-36.088,07 
11.662,78 
PA Outros Ajustes – RBF (REN 841/2018) 
TERESINA-230/69 kV 
-55.866,88 
-45.857,40 
10.009,48 
PA Outros Ajustes – DITC (REN 841/2018) 
GRP 69 kV B. ESPERANCA PI 
       -5.087,04 
 
 -4.895,89 
191,15 
 
Parcela de Ajuste  
REN nº 2.895/2021 (R$) 
Recálculo (R$) 
PA Outros Ajustes – RBF (REN º 905/2020) 
B. ESPERANCA-230/69 kV 
-79.491,72 
-67.828,94 
 
PA Outros Ajustes – RBF (REN º 905/2020) 
TERESINA-230/69 kV 
-84.658,31 
-74.648,83 
PA Outros Ajustes – DITC (REN º 905/2020) 
GRP 69 kV B. ESPERANCA PI 
-8.468,49 
-8.277,34 
PA Apuração - RB 
-175.092,01 
-82.831,11 
PA Apuração – RBF 
(Grupo B. ESPERANCA-230/69 kV) 
-281.636,86 
-189.897,34 
 
PA Apuração – RBF 
(Grupo TERESINA II-230/69 kV) 
85.482,36 
234.793,25 
 
PA Apuração – DIT Compartilhada 
(Grupo GRP 69 kV B. ESPERANCA PI) 
30.633,23 
50.919,73
Parcela de Ajuste    REN Nº 2.725/2020      Recálculo      Diferença  
    R$      R$      R$  
PA Outros Ajustes – RBF (REN 841/2018)
B. ESPERANCA-230/69 kV  -47.750,85      -36.088,07      11.662,78    
PA Outros Ajustes – RBF (REN 841/2018)
TERESINA-230/69 kV  -55.866,88      -45.857,40      10.009,48    
PA Outros Ajustes – DITC (REN 841/2018)
GRP 69 kV B. ESPERANCA PI  -5.087,04      -4.895,89      191,15    
  Parcela de Ajuste      REN nº 2.895/2021 (R$)      Recálculo (R$)  
PA Outros Ajustes – RBF (REN º 905/2020)
B. ESPERANCA-230/69 kV      -79.491,72      -67.828,94    
PA Outros Ajustes – RBF (REN º 905/2020)
TERESINA-230/69 kV      -84.658,31      -74.648,83    
PA Outros Ajustes – DITC (REN º 905/2020)
GRP 69 kV B. ESPERANCA PI      -8.468,49      -8.277,34    
PA Apuração - RB      -175.092,01      -82.831,11    
PA Apuração – RBF
(Grupo B. ESPERANCA-230/69 kV)      -281.636,86      -189.897,34    
PA Apuração – RBF
(Grupo TERESINA II-230/69 kV)      85.482,36      234.793,25    
PA Apuração – DIT Compartilhada
(Grupo GRP 69 kV B. ESPERANCA PI)      30.633,23      50.919,73    

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B3 
 
RECLAMANTE: Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig GT) 
PROTOCOLO: 48513.020208/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 28/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a concessionária requer: 
(i) Retificação da RAP de O&M dos ativos de RBSE: RAP PRT nº 579/2012; 
(ii) Revisão do critério de cancelamentos dos custos da PRT nº 579/2012 do equipamento substituído; 
(iii) Estabelecimento da RAP de RBNIA dos módulos de IdeMdl 15942, 27860 e 278661 na SE Neves 1; 
(iv) Reconhecimento da PA da REA nº 10.200/2021, relativa a RAP da data de entrada em operação 
até o 30/06/2021; 
(v) Retificação da PA de Apuração de RB em virtude de PV exclusivamente na Receita Apurada; 
(vi) Retificação da PA de apuração da Rede Básica de Fronteira do ponto "CEMIG-GT_079-
2000_ITAJUBA 3-500-138 kV”; 
(vii) Retificação da PA outros ajustes: Diferença entre RAP DIT da REA nº 2.725/2020 e DSP nº 
1.698/2021; 
(viii) Reinclusão do módulo EL 138 kV S.G do Para DIST 9, IdeMdl 27788, da SE S.G.Pará na lista de 
módulos. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. Em nossa análise: 
 
• Item (i): Acatado. Foi objeto da retificação publicada pela REH nº 2.959/2021; 
• Item (ii): Negado. Assunto foi objeto de apreciação no recurso à RAP do ciclo anterior e refere-se 
a critério adotado no processo de revisão periódica da RAP de 2018 para cálculo do O&M das bases 
blindada e incremental, o qual não teve recursos a esse respeito. Entende-se que o pedido deve 
ser analisado no âmbito do próximo processo de revisão periódica e não se vincula ao reajuste. 
• Item (iii): Acatado. Na verdade, não foram processadas no reajuste devido ao não cadastramento 
dos TL. Após solicitação à SFE, os mesmos foram cadastrados. 
• Item (iv): Acatado. Como a REA nº 10.200/2021 foi publicada em período muito próximo do 
fechamento do processo ordinário da RAP (18/06/2021), a mesma não foi considerada. Deve ser 
inserida PA no valor de R$ 932.217,05, a preços de junho/2020, atualizada até junho/2021. 
• Item (v): Acatado. Como a transmissora reclamou da PV no cálculo da PA Apuração, mas não 
encaminhou sua memória de cálculo, entende-se que essa reclamação foi atendida pela 
retificação publicada pela REH nº 2.959/2021. 
• Item (vi): Acatado. Os valores da rubrica RBL na Apuração da RBF relativa ao ponto "CEMIG-
GT_079-2000_ITAJUBA 3-500-138 kV” não descreviam os valores homologados pelos Despachos 
nº 1.355/2020 e nº 1.698/2021. Os valores foram atualizados. 
• Item (vii): Acatado. De fato, a composição das diferenças de receitas estava considerando as 
receitas “Ativas” e “Previstas”. O caso foi tratado como de repercussão geral e os valores foram 
recalculados, conforme parágrafos 57 e 58 desta nota técnica. 
• Item (viii): Negado. Conforme Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL – SIC 48526.006023/2021-00, 
“entende-se que se trata de tema concernente ao processo de revisão”, logo, alheio ao processo 
de reajuste anual da RAP.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B4 
 
RECLAMANTE: Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – CGT Eletrosul. 
PROTOCOLO: 48513.020334/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021  
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a CGT Eletrosul reclama: 
(i) De erro material nas planilhas de cálculo da RAP de O&M (PRT 579); 
(ii) Do ajuste pela transferência de ativos para a CELESC. O correto seria a redistribuição da RAP vigente 
da PRT nº 579/2012 entre os módulos restantes da concessão e a retirada de receita de O&M dessas 
instalações nos termos dos custos unitários estabelecidos do Anexo III do Submódulo 9.1 do PRORET; 
(iii) Da necessidade de retificação da lista de módulos de modo que as capacidades de potência reativa 
estejam aderentes às capacidades operacionais dessas instalações. 
(iv) Da necessidade de reavaliação da RAP homologada à Conversora de Uruguaiana (PRT nº 624/2014), 
de modo que seja realizado tratamento específico, dado o fim da concessão. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos, nos seguintes termos:  
• Item (i): Acatado. Foi recepcionado pela retificação constante na REH nº 2.959/2021; 
• Item (ii): Negado. A glosa da receita de O&M das instalações transferidas ocorreram seguindo a 
metodologia estabelecida no Submódulo 9.1 do Proret. Logo, a RAP vigente e definida pela PRT nº 
579/2012 foi deduzida seguindo o cálculo da metodologia DEA a partir dos dados do Anexo III do 
Submódulo 9.1 do Proret, sendo seu saldo redistribuído entre os demais módulos. 
Contudo, verificou-se que os cálculos da glosa (via modelo DEA) e a própria planilha de custos de 
O&M associados à Portaria nº 579/2012 não foram disponibilizados. Assim, a partir dessa 
constatação, os referidos arquivos foram disponibilizados na pasta de anexos da REH nº 
2.959/2021. 
Contudo, em revisão dos procedimentos realizados por ocasião da transferência dos módulos da 
LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 e C2 para a Celesc-D, verificamos que a parcela de ajuste 
calculada para devolução das receitas com DIT de uso exclusivo aos consumidores da distribuidora 
incluíram as parcelas de componente financeiro da PRT nº 120/2016, o que retirou indevidamente 
estas receitas da transmissora. Assim, a PA Outros Ajustes constante na REH nº 2.959/2021 (PA de 
IdePA 48041) deve ser retificada, de ofício, para -R$ 1.276.143,07, de modo a recompor o 
recebimento, por parte da transmissora, das receitas associadas ao componente financeiro da PRT 
nº 120/2016. 
• Item (iii): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005612/2021-17. 
• Item (iv): Acatado. Foi recepcionado pela retificação constante na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B5 
 
RECLAMANTE: Copel Geração e Transmissão S.A. – COPEL-GT 
PROTOCOLO: 48513.020341/2021-00 (fase de recursos à REH nº 2.895/2021; e  
            48513.022818/2021-00 (fase de análise para retificação) 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora requer: 
(i) 
Inclusões e alterações de módulos na Lista de módulos aprovada; 
(ii) 
Revisão do valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão publicado 
na REH 2725/2020 e o do Despacho 1698/2021; 
(iii) 
Revisão da PA Outros Ajustes relativa à apuração por transferência de DIT de uso exclusivo de 
modo a contemplar os efeitos retroativos no recebimento de receitas dos Contratos nº 
002/2019 (COPEL-GT/Votorantim) e nº 001/2020 (COPEL-GT/Petrobras); 
(iv) 
Que seja corrigido o usuário das DIT da CGT Eletrosul às quais a UHE GBM está conectada de 
Copel Geração S.A. para F.D.A. Geração de Energia S.A.; 
(v) 
Que a proporção das receitas de O&M relativas à Portaria 579/2012. 
(vi) 
Exclusão de módulos associados a equipamento substituído e demais alterações.  
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto, segue-se que: 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005613/2021-61. 
• Item (ii): Acatado. De fato, a composição das diferenças de receitas estava considerando as 
receitas “Ativas” e “Previstas”. O caso foi tratado como de repercussão geral e os valores foram 
recalculados. 
• Item (iii): Acatado. Como demonstrado pela transmissora, os valores devolvidos aos consumidores 
da COPEL-D devem ter contrapartida atribuída aos novos usuários das instalações para que a 
COPEL-GT não tenha os valores que lhe são devidos devolvidos. Ainda, de ofício, o cálculo da PA 
original foi refeito para que fossem incluídas as receitas do período integral após a transferência 
dos usuários. Para atender ao pleito, serão incluídas duas novas PA para que os novos usuários 
(Votorantim e Petrobrás) paguem pelo período retroativo a seu uso.  O quadro abaixo sintetiza as 
operações processadas: 
 
Grupo 
Observação para lançamento 
Valor 
GRP CURITIBA NORTE - COPEL-D(1) 
PA para devolução à COPEL D em função da transferência de 
uso de instalações para as empresas Votorantim (CCT Copel 
GeT / Votorantim – Nº 002/2019) e Petrobrás (CCT Copel GeT / 
Petrobras – Nº 001/2020). 
-R$      2.120.758,33  
GRP PILARZINHO - VOTORANTIM 
PA para pagamento do período retroativo de 1/6/2019 a 
30/6/2021 pelo agente Votorantim (CCT Copel GeT / 
Votorantim – Nº 002/2019). 
 R$       1.361.020,67
  Grupo      Observação para lançamento      Valor  
GRP CURITIBA NORTE - COPEL-D(1)      PA para devolução à COPEL D em função da transferência de
uso de instalações para as empresas Votorantim (CCT Copel
GeT / Votorantim – Nº 002/2019) e Petrobrás (CCT Copel GeT /
Petrobras – Nº 001/2020).      -R$ 2.120.758,33    
GRP PILARZINHO - VOTORANTIM      PA para pagamento do período retroativo de 1/6/2019 a
30/6/2021 pelo agente Votorantim (CCT Copel GeT /
Votorantim – Nº 002/2019).      R$ 1.361.020,67    

Pág. 55 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
Grupo 
Observação para lançamento 
Valor 
GRP S.MATEUS SUL - PETROBRÁS 
PA para pagamento do período retroativo de 1/1/2019 a 
30/6/2021 pelo agente Petrobras (CCT Copel GeT / Petrobras – 
Nº 001/2020). 
 R$          759.737,66  
Nota (1): foi escolhido o grupo GRP CURITIBA NORTE - COPEL-D para que fosse processada a devolução dos valores 
pagos pelos consumidores da COPEL-D. 
 
• Item (iv): Acatado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora deve ser atendido. 
Assim, os usuários dos equipamentos de IdeMdl 2665, 2666, 2668 e 2669 foram alterados para 
F.D.A. Geração de Energia S.A.; 
• Item (v): Acatado parcialmente. Quanto ao pedido para exclusão de receitas, salienta-se que, 
conforme análise para qual foi definida repercussão geral, as receitas associadas ao IdeRct 100417 
foram excluídas. Ainda, foram processados os demais ajustes relativos às receitas das Portarias nº 
579/2012 e nº 120/2016. Quanto ao pedido de alterações, o mesmo foi analisado pela SCT e 
definido como regularização de ativos. Assim, a referida regularização de ativos será tratada no 
processo 48500.005613/2021-61.
  Grupo      Observação para lançamento      Valor  
GRP S.MATEUS SUL - PETROBRÁS      PA para pagamento do período retroativo de 1/1/2019 a
30/6/2021 pelo agente Petrobras (CCT Copel GeT / Petrobras –
Nº 001/2020).      R$ 759.737,66    

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B6 
 
RECLAMANTE: Concessionárias TBE (Transmissoras Brasileiras de Energia) 
• Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. – EATE  
• Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. – EBTE  
•  Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. – ENTE  
• Empresa Santos Dumont de Energia S.A. – ESDE  
• Sistema de Transmissão Catarinense S.A. – STC  
• Companhia Transirapé de Transmissão – TRANSIRAPÉ  
PROTOCOLO: 48513. 020304/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021  
 
RECLAMAÇÃO: O grupo econômico faz as seguintes reclamações: 
(i) 
Para as transmissoras EATE e ENTE, foi utilizado o índice de atualização errado na “PA Reforços 
Peq. Porte”. Ao invés de IGPM, foi utilizado o IPCA; 
(ii) 
Os valores correspondentes à Parcela Variável “PV” considerados na PA Apuração de Rede Básica 
divergem dos apurados nos AVC do ONS para as transmissoras EBTE, ESDE e ETSE e Transiparé; 
(iii) 
Não foi localizada PA do valor de Ajuste referente ao “descasamento das REH das distribuidoras 
versus as REH das transmissoras”; 
(iv) 
Não foram localizas as memórias de cálculo da PA Outros Ajustes das DIT e RB da ESDE; 
(v) 
Não foram fixadas receitas de reforços pela REH 2.892/2021 das transmissoras EATE e Transiparé. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
• 
Item (i): Acatado. O erro identificado realmente ocorreu e as respectivas PA foram ajustadas. 
• 
Item (ii): Acatado parcialmente. Como os efeitos de eventuais valores divergentes entre os AVC e 
os valores informados pelo ONS são neutros na PA Apuração, o cálculo não foi afetado. Assim, não se 
procedeu a qualquer ajuste. De toda forma, o ONS foi notificado da reclamação para verificar se existe 
qualquer problema em seu sistema de contabilização. 
• 
Item (iii): Negado. Na verdade, a PA reclamada não existe. Salienta-se que a diferença de valores 
que ocorre devido ao descasamento entre a data de homologação da receita da transmissora 
(homologação da RAP) e sua efetiva possibilidade de cobrança (data de aniversário contratual da 
distribuidora usuária) é atualizada dentro do processo que homologa as tarifas da respectiva 
distribuidora. Se procedêssemos com outro ajuste em função da dita concatenação, haveria pagamentos 
em duplicidade. 
• 
Item (iv): Acatado. Ambas as PA questionadas se referem ao cálculo da Primeira parcela de quatro 
(01/04) devido à postergação da revisão (RBL/RPEC) e, de fato, o arquivo com o racional de cálculo não 
se encontrava entre os arquivos que deveriam estar disponíveis. O arquivo foi encaminhado por e-mail 
ao representante do grupo econômico e os arquivos disponibilizados nas páginas das REH nº 2.895/2021 
e nº 2.959/2021. 
• 
Item (v): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), a análise do referido mérito não deve ser apreciada 
no âmbito do processo de reajuste, mas no processo específico que analisa os recursos à REH nº 
2.892/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B7 
 
RECLAMANTE: FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. 
PROTOCOLO: 48513.020346/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora reclama que: 
 
(i) 
Há erro material no cálculo da RAP relativa à trajetória da receita associada ao O&M da PRT 
579; 
(ii) 
Os componentes (econômico e financeiro) da PRT 120 estão superestimados, quando 
comparados com os valores da REH nº 2.848/2021 (revisão); 
(iii) 
Houve exclusão indevida de reforços e melhorias (RBNI e RMEL) na SE Itumbiara (IdeRct 
110076, 113875 e 113883) na lista de módulos 2021-2022. 
(iv) 
Equipamentos classificados como RBNIA e que entraram em operação no ciclo 2020/2021 não 
foram alterados para RBNI, o que afetou a RAP corrente (permanece prevista) e a PA Apuração 
(devolve valores que não deveria). 
(v) 
Os impactos do recurso administrativo contra a REH nº 2.892/2021 (RAP e PA das Instalações 
Autorizadas sem RAP prévia) devem ser considerados. 
(vi) 
O recurso ao resultado do DSP nº 1.698/2021 (recurso à RAP do ciclo 2020-2021) seja 
considerado na RAP do ciclo 2021-2022. No caso, foi provido, mas o resultado (Anexo IV da 
Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL) estava errado. 
(vii) 
O valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão publicado na REH 
nº 2.725/2020 e o do Despacho nº 1.698/2021 (após recursos). A ANEEL considerou os 
equipamentos Ativos e Previstos, quando deveria ter considerado apenas os Ativos. 
(xviii.1) Os valores correspondentes à Parcela Variável “PV” não foram considerados no cálculo da PA 
Apuração de RB; 
(xviii.2) O valor da Receita Apurada pelo ONS na PV de 11/2020 do CC 016/2012 diverge do valor do 
AVC na PA Apuração de RB. Deveria constar -R$ 124.415,19.  
(xviii.3) O valor TOTAL da Receita Apurada pelo ONS para o CC 034/2001 diverge do valor do AVC na 
PA Apuração de RB;  
(xviii.4) O valor das rubricas "Parcela de Ajuste do Ciclo Anterior" e "Receita Melhorias" da Receita 
Apurada pelo ONS estão invertidas na PA Apuração de RB do item anterior. 
(xviii.5) Em complemento ao item xviii.3, os valores da rubrica "Parcela de Ajuste do Ciclo Anterior" 
da Receita Apurada pelo ONS estariam inconsistentes nas competências 02 e 03/2021. 
(xviii.6) A memória de cálculo, em Excel, com maior detalhamento e abertura das obras e valores das 
receitas consideradas para os cálculos da PA Apuração (RB e RBF) não foi disponibilizada. 
(xviii.7) Furnas reclama que na PA Apuração de RB do CC 062/2001: 
•  A “RMELP”, no valor total de R$ 3.910.376,59, não foi considerada na “Receita Permitida 
(ANEEL)”, apesar deste montante ter sido considerado nas “Receitas Apuradas (ONS)”. 
Ressalta-se que essas melhorias possuem Termos de Liberação emitidos. Ver Tabela 16 do 
recurso de Furnas. 
• Os valores das receitas associadas à “RBNIA” e “Retroativo RBNIA” relativas as “Receitas 
Apuradas (ONS)” da PA Apuração de RB do CC 062/2001 deveriam ser considerados também

Pág. 58 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
para os cálculos das “Receitas Permitidas (ANEEL)”. A Tabela 17 do Recurso apresenta os 
Reforços da Rede Básica que tiveram TL emitidos ao longo do ciclo 2020/2021. 
• O valor da rubrica RBNIA de 06/2020 da PA Apuração de RB do CC 062/2001 (R$ 99.672,46) 
está muito diferente do estimado por Furnas e do valor da Receita Apurada (ONS), de R$ 
3.578.439,74. A Tabela 18 do Recurso tem abertura desse valor. 
(xviii.8)  
Furnas solicitou a memória de cálculo da rubrica "RBNI" de 06/2020 da Receita Permitida 
(ANEEL), considerada no cálculo da PA Apuração de RB. 
(ix) 
Na PA Apuração de RBF, Furnas indicou diversas inconsistências relacionadas à 
desconsideração de diversos TL (Tabelas 19, 21 e 22 do Recurso). 
(x) 
Foi indicado erro material na "PA – Financeiro Melhorias" associada ao CC nº 062/2001. 
(xi) 
Identifica possível erro na atualização da PA Revisão da Base Incremental (Retroatividade e 
Postergação). 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021. 
• Item (ii): Acatado. Em virtude da revisão dos valores das referidas rubricas, descrita no item 
III.4.4, e da revisão dos valores de ajuste relativas às substituições e desativações de 
equipamentos, os valores dos componentes (econômico e financeiro) da PRT 120 foram 
reajustados. 
• Item (iii): Acatado. Após análise, erros de cadastro no banco de dados do Siget foram corrigidos 
e as referidas receitas foram consideradas normalmente no fluxo de geração de receitas. 
• Item (iv): Acatado parcialmente. No caso dos TL da SE Campos (obra T2017-071), os mesmos 
foram cadastrados após o processo ordinário da RAP (REH nº 2.895/2021). No caso da SE 
Marimbondo (obra T2017-075), os TL foram cadastrados em 25 de março de 2022. Após o 
carregamento dos referidos TL para a base de dados, as obras foram consideradas no 
resultado. Observação apenas para a receita requerida por Furnas para o MG 345 kV CAMPOS 
MG1 RJ (IdeMdl 6006) e relativa à receita de IdeRct 111765 (Complemento do módulo geral 
da SE Campos para adequação no pátio de 138 kV), pois o TLDONS/335/10/2020 não se referiu 
a esta obra. 
• Item (v): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), a análise do referido mérito não deve ser 
apreciada no âmbito do processo de reajuste, mas no processo específico que analisa os 
recursos à REH nº 2.892/2021. Assim, esclarecemos que os ajustes que porventura tenham 
ocorrido nas referidas receitas em virtude de recursos ao ato de homologação foram 
considerados na seção III.4.3, como repercussão geral ao processo, mas não como item cujo 
mérito seja, objetivamente, tratado no processo de reajuste. 
• Item (vi): Acatado. Conforme Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL: 
 
236. 
Furnas discorda do cálculo da PA referente ao O&M (receitas RBSE) 
dos equipamentos retirados durante o ciclo 2019-2020, alegando que tais 
valores devem levar em conta os valores relativos ao ciclo anterior 
acrescidos de correção monetária.

Pág. 59 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
 
237. 
De fato, os valores a serem devolvidos devem ser compatíveis com 
os valores que foram recebidos a mais no ciclo anterior e não calculado 
considerando o método DEA conforme foi realizado. Assim o valor que 
Furnas deveria devolver durante o ciclo 2020-2021 relativo a esses 
equipamentos é de R$ 759.450,26, a preços de junho de 2020, ao invés de 
R$ 2.046.224,16. 
 
238. 
Assim, entendemos que esse pedido deve ser deferido. 
 
Contudo, a referida PA não foi atualizada por ocasião do fechamento do ciclo 2020-2021 no 
Siget. Dessa forma, a referida diferença foi atualizada e o valor final de R$ 1.390.437,25 foi 
incluído como PA outros ajustes no presente ciclo.  
• Item (vii): Acatado. O item foi analisado como repercussão do geral do processo de análise de 
recurso à REH nº 2.895/2021 (ver item III.4.2 do corpo desta análise). 
• Item (viii.1): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021. 
• Item (viii.2): Negado. O valor da rubrica PV na PA Apuração – RB para o Contrato 016/2012, de 
fato, conforme informação prestada pelo ONS é -R$ 103.239,00. O valor requerido pela 
transmissora, de -R$ 124.415,19 se refere ao somatório das PV de RB e RBF para o Contrato 
em questão. 
 
 
 
• Item (viii.3) a (viii.5): Acatado. A receita final apurada pelo ONS foi corrigida. A inversão entre 
as rubricas “Parcela de Ajuste” e “Receita Melhorias” foi realizada. Os valores inconsistentes 
de PA para os meses de 02/2021 e 03/2021 foram ajustados. 
• Item (viii.6): Acatado parcialmente. Embora a SGT corrobore com a necessidade da 
transmissora, existe inviabilidade técnica atualmente para que esse pleito seja atendido. 
Contudo, no momento, estudamos alternativa a fim de que o acesso das transmissoras seja 
possível em momento futuro. 
• Item (viii.7): Parcialmente acatado. Por ocasião da retificação da REH nº 2.895/2021, parte dos 
pleitos do agente com relação à PA Apuração foi acatado. Faltou a verificação de eventuais TL 
não considerados e a análise das divergências conceituais das receitas questionadas. Assim, foi 
realizado, pela SFE, trabalho de conformidade dos TL emitidos pelo ONS e sua consideração no 
reajuste. Devido a isso, foram processados eventuais cadastramentos dos faltantes. 
Com relação às demais dúvidas, reforçamos os esclarecimentos prestados pela Nota Técnica 
nº 06/2017-SGT/ANEEL, que subsidiou a análise dos recursos administrativos interpostos

Pág. 60 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
contra a Resolução Homologatória nº 2.098, de 28 de junho de 2016, de que as diferenças 
apontadas pela concessionária para as rubricas RBNI e RBNIA devem-se a uma diferença na 
classificação das parcelas de RAP, pois a ANEEL considera como RBNI as parcelas que constam 
no despacho que homologa o resultado final do ciclo da RAP anterior (pós recursos) adicionada 
as parcelas de RAP associadas às instalações que tiveram a operação comercial reconhecida. 
• Item (viii.8): Acatado. A memória de cálculo foi fornecida por e-mail. 
• Item (ix): Acatado. Existiam, de fato, equipamentos que entraram em operação durante o ciclo 
2020-2021 e que não foram considerados no Siget quando do fechamento ordinário do ciclo 
2021-2022. Assim, após carregamento dos referidos TL, o somatório da referida rubrica foi 
ajustado. 
• Item (x): Acatado. O erro material foi corrigido e definida repercussão geral. O item III.4.4 da 
presente análise descreve a análise do pleito.  
• Item (xii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B8 
 
RECLAMANTES: Nordeste Transmissora de Energia S.A. – TAESA/NTE 
 
 
   São Pedro Transmissora de Energia S.A. – SÃO PEDRO 
   Mariana Transmissora de Energia Elétrica S.A. – MARIANA 
PROTOCOLO: 48513.020235/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 28/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, o grupo econômico reclama que: 
 
Para a NTE: 
(i) 
Ausência do reforço autorizado por meio da REA n° 4.347, de 24 de setembro de 2013, na SE 
Angelim II.  
(ii) 
A "data de fim de vigência" do módulo IdeMdl 6149 estaria descrita como 8/7/2020, o que 
gerou PA negativa indevida e reduziu a RAP. 
Para SÃO PEDRO 
(iii) 
Os módulos de IdeMdl nº 38702 e nº 38703 são de propriedade da CHESF (Contrato de 
Concessão nº 61/2001) e não da SÃO PEDRO. 
Para MARIANA 
(iv) 
Erro na PA Apuração da transmissora MARIANA devido à desconsideração da RBL associada ao 
Contrato nº 011/2014 na competência de 06/2020. 
De forma geral: 
(v) 
O grupo econômico requer a revisão da metodologia de atualização dos valores da PA, para 
que fosse considerada a forma de atualização “mensal” ao invés da “anual”. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item i: Negado. Conforme análise da SCT (Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL – SIC 
48526.006023/2021-00), “o pedido da transmissora não procede, pois, a receita foi corretamente 
cadastrada e sua amortização foi realizada no prazo de 5 anos, findando em 2020”. 
• Item ii: Negado. Conforme lista de módulos disponibilizada nas REH nº 2.895/2021 e nº 2.959/2021 
as receitas associadas ao módulo IdeMdl 6149 possuem "data de fim de vigência" estabelecidas em 
18/12/2029 e 21/01/2032. 
• Item iii: Acatado. A SCT (Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL – SIC 48526.006023/2021-00) 
confirmou que os módulos IdeMdl nº 38702 e nº 38703 são de propriedade da CHESF. Logo, as 
receitas zeradas, atribuídas à SÃO PEDRO, foram excluídas da lista de módulos. 
• Item iv: Acatado. O equívoco foi corrigido por ocasião da retificação da RAP, homologada pela REH 
nº 2.959/2021. 
• Item v: Negado. A Diretoria já analisou esse pleito em requerimentos anteriores da TAESA e, em todas 
as oportunidades, decidiu por negar-lhe provimento. Nossa última análise da referida questão para a 
TAESA foi realizada por meio da Nota Técnica nº 112/2021/SGT/ANEEL15, de 1º de junho de 2021, 
onde citamos que “o Submódulo 9.3 do Proret, aprovado por meio da Resolução Normativa nº 774, 
 
15 Documento SicNet 48581.000876/2021-00.

Pág. 62 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
de 2017, prevê a aplicação da metodologia de atualização “anual” da PA para os casos em que no 
contrato de concessão não consta explicitamente a forma de atualização, situação em que se 
encontra a recorrente. Dessa forma, atualmente, a atualização “mensal” da PA é aplicada apenas 
para as transmissoras que possuem expressamente descrito em seus contratos de concessão que a 
atualização deve ser realizada dessa forma.”  
 
Nesse sentido, a metodologia ANUAL de ajuste de receitas na PA Apuração da TAESA/NTE e MARIANA 
estão de acordo com a regra desse Submódulo, bem como a MENSAL aplicada à SÃO PEDRO.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B9 
 
RECLAMANTE: Neoenergia S/A, representando 7 transmissoras de seu grupo econômico. 
PROTOCOLO: 48513.020327/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, o grupo Neoenergia solicita: 
(i) 
O recálculo da PA Apuração das transmissoras do grupo em função da desconsideração da 
Parcela Variável; 
(ii) 
A inclusão das “PA Outros Ajustes” entre as “Parcelas de Ajuste do ciclo anterior”, para o mês 
de 06/2020 do cálculo da PA Apuração. 
(iii) 
 O recálculo da PA Apuração da transmissora Neoenergia Dourados Transmissão de Energia 
Elétrica S.A. (Contrato de concessão nº 025/2017). 
(iv) 
Revisar a PA Apuração da Neoenergia Biguaçu em função de eventual erro nas informações de 
“RBL Novas” dos meses de 06 2020 a 05/2021. 
(v) 
Revisão da atualização monetária das diferenças da PA Apuração da Neoenergia Sobral 
Transmissão de Energia S.A. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
• Item (i): Acatado. De fato, a rubrica “Parcela Variável” não constava nas Receitas Permitidas 
(ANEEL) no cálculo da PA Apuração homologado pela REH nº 2.895/2021. Esse pleito foi 
contemplado na retificação publicada por meio da REH nº 2.959/2021. 
• Item (ii): Negado. No caso da competência 06/2020, a PA Apuração compara os valores faturados 
pelo ONS com os valores homologados pelo Despacho nº 1.355/2020 (e não com os valores 
homologados pela REH nº 2.565/2019). Assim, verifica-se que o cálculo da rubrica questionada 
está correto em todas as transmissoras. O problema foi entender que os valores efetivamente 
faturados tinham que ser comparados com os valores antes da análise dos recursos. 
• Item (iii): Acatado. O TL referente às obras da LT 230 kV Campo Grande 2 – Imbirussu C2 foi 
cadastro no Siget apenas após a aprovação da RAP. Assim, deve-se proceder com o recálculo da 
PA Apuração questionada. 
• Item (iv): Acatado. Embora o TLDONS/241/7/2020 tenha sido carregado corretamente, o módulo 
MG 525 kV BIGUACU MG2 SC, IdeMdl 30978, não foi considerado “Em operação” pelo Siget, o que 
gerou a diferença reclamada. Assim, deve-se proceder com o recálculo da PA Apuração 
questionada.  
• Item (v): Negado. O método de atualização constante no Contrato nº 044/2017 é IPCA ANUAL, 
uma vez que não explicita forma diversa. Esse entendimento está alinhado com decisões 
anteriores tomadas pela ANEEL. Em manifestações anteriores, como a realizada pela Nota Técnica 
nº 112/2021/SGT/ANEEL16, de 1º de junho de 2021, citamos que “o Submódulo 9.3 do Proret, 
aprovado por meio da Resolução Normativa nº 774, de 2017, prevê a aplicação da metodologia de 
atualização “anual” da PA para os casos em que no contrato de concessão não consta 
explicitamente a forma de atualização.” 
 
 
16 Documento SicNet 48581.000876/2021-00.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B10 
 
RECLAMANTE: Companhia Paulista de Transmissão de Energia Elétrica – CTEEP 
PROTOCOLO: 48513.020352/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora requer: 
(i) 
Que as novas instalações autorizadas pela REA nº 9.187/202020 sejam incluídas na lista de 
módulos; 
(ii) 
Que vários ajustes na lista de módulos, incluindo alteração do nome de instalações, tipo de uso, 
reclassificações e identificação de FT diversa da cadastrada, sejam processados; 
(iii) 
Que a situação da receita de IdRCt 119263 seja alterada para “Ativa”; 
(iv) 
Que sejam excluídas as receitas duplicadas relativas ao módulo de IdMdle 12296 e que os valores 
da duplicação sejam rateados nos novo módulos; 
(v) 
Que os valores da RAP de O&M estabelecidos sejam revistos. 
(vi) 
Que os valores do Componente Econômico da RBSE sejam revisados. 
(vii) 
Que a proporção da RAP, por nível de tensão, seja revista. 
(viii) 
Que a diferença entre a PA atribuída aos encargos de conexão publicados na REH nº 2.725/2020 e 
no Despacho nº 1.698/2021 (após recursos) seja revista; 
(ix) 
Que a PA Apuração de RB seja revista pois: 
(a) faltam as rubricas relativas à PV;  
(b) foram desconsiderados 6 módulos; e  
(c) a rubrica RMEL das competências do ciclo 2020-2021 não estão de acordo com o Despacho nº 
1.698/2021.  
(x) 
Que a PA Apuração de RBF seja revista pois: 
(d) o valor do pagamento base das receitas RCDM para a DIT Compartilhada estão em desacordo 
com o Anexo I do Despacho nº1.698/2021; e 
(e) a FT com “IdeMdl” 31748 e “IdeRct” 111966 foi classificada como prevista. 
(xi) 
Retificação da PA Revisão; e 
(xii) 
Inclusão de PA definidas pelas REA nº 10.144/21, 10.201/21 e 10.201/21. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto, seguem análises pontuais dos 
pleitos: 
• 
Item (i): Acatado. Os equipamentos relacionados careciam de ajustes de cadastro. Após 
intervenções da SCT, os equipamentos devem ser contemplados. 
• 
Item (ii): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à regularização de 
ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende que o tema deve ser 
tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será tratada no processo nº 
48500.005614/2021-14. 
• 
Item (iii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.  
• 
Item (iv): Acatado. Conforme entendimento estabelecido com a área de concessões, o caso trata 
de substituição parcial de receitas. Logo, as receitas questionadas, de fato, devem ser excluídas da lista 
de módulos e a receita redistribuída entre os módulos restantes quando se tratar de receitas relativas ao

Pág. 65 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
componente financeiro da Portaria nº 120/2016. Contudo, foram identificados pela SCT problemas 
semelhantes em outras substituições, embora o tratamento não necessariamente seja o mesmo. Por isso, 
foi definida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução (item III.4.1).  
• 
Item (v): Negado. O mérito do questionamento está fora do objeto de análise do processo de 
reajuste, embora seja afetado por ele. Devido à reanálise do processo de revisão (item III.4.4 da parte de 
análise), foi estabelecida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução.  
• 
Item (vi): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021. 
• 
Item (vii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021. 
• 
Item (viii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021. 
• 
Item (ix): Acatado. 
(a) acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021. 
(b) acatado. Conforme quadro abaixo, algumas instalações estavam, de fato, sem o devido 
cadastramento dos TL no Siget, o que inviabilizou o carregamento dos dados para a devida apuração. 
Todavia, outras estavam com seu cadastramento e carregamento efetivados. Assim, procedeu-se com o 
cadastramento e carregamento dos que estavam faltando. 
 
Módulo 
Considerado na REH nº 2895/2021 
Motivo 
13841 
Não 
TL não cadastrado no Siget até a data de 
processamento do reajuste. 
14174 
Não 
TL não cadastrado no Siget até a data de 
processamento do reajuste. 
12296 
Sim 
A receita do módulo 12296 já constava na 
apuração. 
5985 
Não 
TL não cadastrado no Siget até a data de 
processamento do reajuste. 
21035 
Não 
TL não cadastrado no Siget até a data de 
processamento do reajuste. 
5990 
Não 
TL não cadastrado no Siget até a data de 
processamento do reajuste. 
14163 
Não 
TL não cadastrado no Siget até a data de 
processamento do reajuste.  
[revisão autotutelar processada no recurso] 
 
Todos os carregamentos foram processados e o resultado geral consta na versão final pós recursos. 
 
c) Acatado. O resultado está associado à não-consideração dos módulos 13841 e 14174, uma vez 
que estes possuíam receitas de melhorias autorizadas pela REA nº 7.952/2019 e que não haviam 
sido consideradas originalmente (IdeRct 115364 e 115365). 
 
• 
Item (x): Acatado parcialmente. O item (d), de fato, mostrou-se devido. Na PA Apuração 
“CTEEP_059-2001_GRP EQP 138-88 kV SP”, as parcelas de RCDM dos meses de 07/2020 a 03/2021 
estavam incorretas. Os valores foram ajustados, o que representou uma diferença de R$ 47.883,40.
Módulo  Considerado na REH nº 2895/2021  Motivo
13841  Não  TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.
14174  Não  TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.
12296  Sim  A receita do módulo 12296 já constava na
apuração.
5985  Não  TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.
21035  Não  TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.
5990  Não  TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.
14163  Não  TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.
[revisão autotutelar processada no recurso]

Pág. 66 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
O item (e) de suas considerações mostrou-se indevido, pois a FT com “IdeMdl” 31748 e “IdeRct” 111966 
estava classificada como ativa desde a lista de módulos aprovada pela REA nº 2.895/2021. O arquivo 
"CTEEP_059-2001_GRP EQP 138-88 kV SP_ revisão" traz a memória do ajuste. 
 
• 
Item (xi): Negado. O mérito do questionamento está fora do objeto de análise do processo de 
reajuste, embora seja afetado por ele. Devido à reanálise do processo de revisão (item III.4.4 da parte de 
análise)), foi estabelecida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução. 
 
• 
Item (xii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B11 
 
RECLAMANTE: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte 
PROTOCOLO 1: 48513.020344/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
PROTOCOLO 2: 48513.022864/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 23/08/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a Eletronorte argumenta que: 
 
(i) 
Há erro material no cálculo da RAP relativa à trajetória da receita associada ao O&M da 
PRT nº 579; 
(ii) 
Há incompatibilidade de obras planejadas, sendo necessário incluir as alterações realizadas 
pela REA nº 8.994/2020; 
(iii) 
Há diferença entre a análise dos recursos e a REH nº 2.725/2020; 
(iv) 
Há diferença na PA Postergação da revisão de 2020; e 
(v) 
Há diferença na PA referente ao resultado dos Pedidos de Reconsideração em face das REH 
nº 2.702/2020 (Revisão 2018 - Contratos Licitados - Reforços e Melhorias) e nº 2.705/2020 
(Revisão 2019 - Contratos Licitados - Reforços e Melhorias.) 
 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021. 
 
• Item (ii): Acatado. Após diálogo com a SCT, restou comprovado que faltava a identificação das 
obras incluídas na REA nº 8.348/2019 pela nova redação do ato, autorizada pela REA nº 
8.994/2020. O cadastro foi atualizado pela área de concessões. 
 
• Item (iii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021. 
 
• Item (iv): Negado. O mérito do questionamento está fora do objeto de análise do processo de 
reajuste, embora seja afetado por ele. Devido à reanálise do processo de revisão (item III.4.4), foi 
estabelecida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução. 
 
• Item (v): Negado. O mérito do questionamento está fora do objeto de análise do processo de 
reajuste, embora seja afetado por ele. Devido à reanálise do processo de revisão (item III.4.4), foi 
estabelecida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B12 
 
RECLAMANTE: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF 
PROTOCOLO: 48513.020301/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a Chesf requer que: 
 
(i) 
O recurso ao resultado da REH nº 2.892/2021 (estabelecimento de RAP referentes a reforços 
autorizados sem RAP Prévia) seja considerado no recurso da RAP, ciclo 2021-2022. 
(ii) 
Sejam revisados os cálculos de ICG demostrados em sua análise. 
(iii) 
Sejam consideradas as PA associadas à O&M de instalações transferidas à Chesf que especifica; 
(iv) 
Sejam canceladas as PA associadas ao seccionamento da LT 230 kV João Câmara II – Extremoz II, 
na SE Ceará Mirim II, informadas à SCT pelo Memorando nº 137/2021-SCT/ANEEL, em função da carta CE-
SRR-047/2021 (48513.015975/2021-00) 
(v) 
Seja revista a decisão de descontratação de equipamentos associados à SE Currais Novos II 138/69 
kV; 
(vi) 
Seja revisto o cálculo relativo às instalações transferidas pelo Despacho nº 748/2020, pois, em seu 
entendimento, o componente econômico da Portaria MME nº 120, de 2016, deveria ser re-rateado e, 
principalmente, que a receita de O&M a ser cancelada deveria considerar como limite de receita associada 
às DITs transferidas, qual seja R$ 920.248,84 (ref. junho/2020). 
(vii) 
O cálculo das instalações de RBF ou DIT-C que entraram em operação comercial com pendência 
não impeditiva própria sejam revistos. 
(viii) 
O valor da PA Apuração “CHESF-061-2001GRP 69 kV ITABAIANINHA SE” seja considerado nos 
arquivos “Lista PA” e “ANEXO VI – PA”. 
(ix) 
Seja excluída a PA Outros Ajustes referente aos custos de 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/ANEEL (48526.002959/2021). 
(x) 
Seja revista, em função de incorreção na atualização monetária, a PA Anuidade relativa às 
melhorias de pequeno porte. 
(xi) 
Seja revisto o valor da segunda parcela de três (02/03) referente à PA Revisão da Base Incremental 
(Retroatividade e Postergação). 
(xii) 
Seja analisada a divergência de valores das PA definidas para os grupos pagadores “N.S. SOCORRO-
230/69 kV” e “MACEIO II-230/69 kV”, no Contrato nº 005/2012, nas planilhas “PA Desconto TLP RBF e 
DITC - IPCA Mensal Final” e “Lista PA”. 
(xiii) 
Sejam considerados os TL que comprovam a operação de equipamentos nas SE Aquiraz II, 
Camaçari II, Cotegipe e Recife II. 
(xiv) 
Sejam revistos os percentuais de distribuição e receitas relativas aos Custos Operacionais definidos 
pela PRT 579/2012. 
(xv) 
Sejam consideradas as receitas homologadas pela REA nº 10.264/2021. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto:

Pág. 69 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
• 
Item (i): Negado. O pleito está fora do escopo do reajuste da RAP, embora o reajuste possa ter seu 
resultado impactado pelo resultado do recurso à REH nº 2.892/2021. Sugerimos que, caso eventual 
revisão da referida norma não seja considerada no reajuste, que a empresa entre contra este fato. 
 
• 
Item (ii): Acatado parcialmente. A análise dos pleitos foi realizada por meio da Nota Técnica nº 
29/2022-SGT/ANEEL (SIC 48581.000830/2022-00), onde se concluiu pela aceitação parcial dos méritos 
questionados. 
   
Adicionalmente, informamos que foi publicada a REA nº 11.538, de 5 de abril de 2022, por meio da qual 
os equipamentos abaixo foram revogados. 
 
Edificação 
Módulo 
IdeMdl 
JOAO CAMARA III 
TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN 
27985 
JOAO CAMARA III 
MG 138 kV JOAO CAMARA III MG1 RN 
23492 
JOAO CAMARA III 
MC 500 kV TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN  
27986 
JOAO CAMARA III 
MC 138 kV TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN  
27987 
JOAO CAMARA III 
IB 138 kV MG 138 kV JOAO CAMARA III MG1 RN IB3 
27988 
 
• 
Item (iii): Acatado. Os valores não foram considerados em face de sua aprovação em período 
muito próximo ao fechamento do reajuste. Salienta-se que foi considerado, além dos valores pleiteados 
pela transmissora, a PA homologada pela REA nº 10.264/2021 no valor de R$ 954.264,17 (ref.: 06/2020). 
Abaixo, quadro com a síntese dos lançamentos: 
 
Ato 
Empreendimento 
PA atualizada – em R$ 
(ref.: 06/2021) 
REA 10.198/2021 
Seccionamento da LT 230kV Barreiras II-Bom Jesus da Lapa, na 
SE Tabocas do Brejo Velho 
934.872,35 
REA 10.199/2021 
Seccionamento da LT 230kV Goianinha – Mussuré, na SE Santa 
Rita II 
57.920,34 
REA 10.226/2021 
Seccionamento da LT 230 kV Campina Grande II - Extremoz II, 
na SE Campina Grande III 
3.343.866,37 
REA 10.229/2021 
Seccionamento da LT 500 kV Messias - Recife II, na SE Suape I 
178.267,87 
REA 10.264/2021 
Seccionamento da LT 230 kV Paulo Afonso III – Bom Nome C-2, 
na SE Floresta II 
1.031.140,32 
 
• 
Item (iv): Negado. O processo de reajuste deve considerar os atos aprovados pela Diretoria. Assim, 
somente será possível proceder com o este pleito após análise da área técnica (SCT) e decisão do 
colegiado da ANEEL que venha a reformular o ato original. 
 
• 
Item (v): Negado. Conforme entendimento da transmissora, as receitas dos equipamentos 
associados à SE Currais Novos II 138/69, com base em sua carta CE-SOR-069/2019, devem ser mantidos 
até 04/2022. 
Diante desse contexto, salienta-se o que consta na Nota Técnica nº 26/2019 – SRT/ANEEL (sic 
48552.000409/2019):
  Edificação      Módulo      IdeMdl  
JOAO CAMARA III      TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN      27985    
JOAO CAMARA III      MG 138 kV JOAO CAMARA III MG1 RN      23492    
JOAO CAMARA III      MC 500 kV TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN      27986    
JOAO CAMARA III      MC 138 kV TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN      27987    
JOAO CAMARA III      IB 138 kV MG 138 kV JOAO CAMARA III MG1 RN IB3      27988    
Ato  Empreendimento    PA atualizada – em R$  
      (ref.: 06/2021)  
REA 10.198/2021  Seccionamento da LT 230kV Barreiras II-Bom Jesus da Lapa, na
SE Tabocas do Brejo Velho  934.872,35    
REA 10.199/2021  Seccionamento da LT 230kV Goianinha – Mussuré, na SE Santa
Rita II  57.920,34    
REA 10.226/2021  Seccionamento da LT 230 kV Campina Grande II - Extremoz II,
na SE Campina Grande III  3.343.866,37    
REA 10.229/2021  Seccionamento da LT 500 kV Messias - Recife II, na SE Suape I  178.267,87    
REA 10.264/2021  Seccionamento da LT 230 kV Paulo Afonso III – Bom Nome C-2,
na SE Floresta II  1.031.140,32    

Pág. 70 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
21. A desativação da subestação Currais Novos II 138/69/13,8 kV foi considerada 
necessária devido à escassez de área para comportar a nova subestação Currais Novos 
II 230/69 kV, a ser implantada. Essa conclusão foi resultado dos estudos de  
planejamento e relatório encaminhado pela Neoenergia ao MME a partir de reunião 
específica para definição da localização da nova subestação realizada em março de 
2013, com a participação da ANEEL, CHESF e COSERN. Essas informações são parte dos 
Relatórios enviados pelo MME e EPE para subsídio ao Leilão 05/2016 e compõe os 
relatórios de referência para o Lote 9 desse Leilão, associados ao Edital. 
 
[...]  
 
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”. 
 
Diante do exposto não há sustentação para que a SGT decida considerar as receitas pleiteadas, uma vez 
que as mesmas não se encontram mais disponíveis, dada a implantação da Subestação Currais Novos II 
230/69 kV. 
 
• 
Item (vi): Negado. Apesar da argumentação da Chesf, consta no Submódulo 9.7 do Proret que o 
equipamento que foi retirado de operação comercial ou transferido deve ter sua receita cancelada, por 
esse motivo, entendemos que o primeiro entendimento está equivocado. Ainda, os custos de O&M foram 
estabelecidos pelo Submódulo 9.1 do Proret e, portanto, os ajustes das receitas estabelecidas pela PRT 
579/2016 devem respeitar os valores homologados. 
 
• 
Item (vii): Acatado. No processo de reajuste da RAP, ciclo 2021-2022, foram definidas PA relativa 
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 para o Contrato nº 017/2009. Contudo, conforme TLDONS/194/4/2021 
e TLDONS/195/4/2021, apresentados pela Chesf, os equipamentos da SE NATAL III, que possuíam 
pendência impeditiva própria, entraram em operação comercial definitiva em 11/04/2021. Assim, a 
referida PA deve ser ajustada. A tabela abaixo detalha o ajuste realizados. 
 
PA (R$) associada ao desconto para instalações classificadas como RBF ou DITC 
que entraram em operação comercial com pendência não impeditiva própria. 
Concessionária Contrato 
Grupo Pagador 
REH nº 
2.895/2021  
Recurso  
junho-21 
junho-21 
CHESF 
017/2009 SANTA RITA II-230/69 kV 
-545.160,53 
-545.160,53 
CHESF 
017/2009 
NATAL III-230/69 kV 
-1.016.477,06 
-800.927,27
  PA (R$) associada ao desconto para instalações classificadas como RBF ou DITC                
  que entraram em operação comercial com pendência não impeditiva própria.                
Concessionária    Contrato  Grupo Pagador    REH nº    Recurso    
          2.895/2021        
          junho-21      junho-21  
CHESF    017/2009  SANTA RITA II-230/69 kV  -545.160,53      -545.160,53    
CHESF    017/2009  NATAL III-230/69 kV  -1.016.477,06      -800.927,27    

Pág. 71 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
PA (R$) associada ao desconto para instalações classificadas como RBF ou DITC 
que entraram em operação comercial com pendência não impeditiva própria. 
Concessionária Contrato 
Grupo Pagador 
REH nº 
2.895/2021  
Recurso  
junho-21 
junho-21 
CHESF 
017/2009 
ZEBU-230/69 kV 
-399.159,07 
-399.159,07 
CHESF 
017/2009 GRP 69 kV ABAIXADORA 
/ ZEBU 
-32.671,80 
-32.671,80 
TOTAL do Contrato 
-1.993.468,46 
-
1.777.918,66 
 
• 
Item (viii): Acatado. Esse pleito foi ajustado por ocasião da publicação da REH nº 2.959/2021, que 
homologou a retificação da RAP para o ciclo 2021-2022.  
 
• 
Item (ix): Acatado. Como bem observou a transmissora, o valor da PA relativa aos custos de 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/ANEEL 
(48526.002959/2021), foi, na verdade, definido em duplicidade, para Cemig (devido) e para a Chesf 
(indevido). Assim, este último lançamento foi cancelado. 
 
• 
Item (x): Acatado. No âmbito das análises realizadas por meio da Nota Técnica nº 013/2022-SGT 
(sic 48581.000426/2022-00), as referidas PA foram atualizadas. Assim, seu resultado foi revisto e 
atualizado. 
 
• 
Item (xi): Acatado. No âmbito das análises realizadas por meio da Nota Técnica nº 013/2022-SGT 
(sic 48581.000426/2022-00), as referidas PA foram atualizadas. Assim, seu resultado foi revisto e 
atualizado. 
 
• 
Item (xii): Acatado. A transmissora identificou divergência entre os valores das PA definidas para 
os grupos pagadores “N.S. SOCORRO-230/69 kV” e “MACEIO II-230/69 kV”, no Contrato nº 005/2012, nas 
planilhas “PA Desconto TLP RBF e DITC - IPCA Mensal Final” e “Lista PA”. Cabe salientar que os valores 
constantes na planilha “PA Desconto TLP RBF e DITC - IPCA Mensal Final” referem-se à memória de cálculo 
do referido ajuste, logo, são os que deveriam ter sido cadastrados no Siget. Por sua vez, a planilha “Lista 
PA” resume os lançamentos efetivamente cadastrados. Assim, o Siget e, consequentemente, a planilha 
“Lista PA”, foram atualizadas para que os valores lançados estivessem de acordo com os efetivamente 
calculados. 
 
• 
Item (xiii): Acatado parcialmente. Vejamos os casos citados pela transmissora: 
 
(a) O módulo EL 230 kV CAMACARI II LT 230 kV CAMACARI II /COTEGIPE C-2 BA (IdeMdl 593) está 
como previsto. 
 
Acatado. No caso, o TLDON S/262/8/2020, indicado pela Chesf, ainda não havia sido cadastrado. 
Após pedido à SFE, o mesmo foi cadastrado.
  PA (R$) associada ao desconto para instalações classificadas como RBF ou DITC                
  que entraram em operação comercial com pendência não impeditiva própria.                
Concessionária    Contrato  Grupo Pagador    REH nº    Recurso    
          2.895/2021        
          junho-21      junho-21  
CHESF    017/2009  ZEBU-230/69 kV  -399.159,07      -399.159,07    
CHESF    017/2009  GRP 69 kV ABAIXADORA
/ ZEBU  -32.671,80      -32.671,80    
      TOTAL do Contrato  -1.993.468,46      -
1.777.918,66    

Pág. 72 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
(b) O módulo EL 230 kV AQUIRAZ II LT 230 kV AQUIRAZ II /FORTALEZA C-143 CE (IdeMdl 24256) está 
como previsto. 
 
Negado. No caso, o TLDONS/364/10/2020, indicado pela Chesf, não se refere à obra requisitada. 
Nesse caso, a obra se encontra liberada, conforme TLDONS/354/11/2021. Contudo, como entrou 
em operação após início do ciclo atual, deve, de fato, ter a situação no início do ciclo 2021/2022 
como previsto. 
 
(c) Série de equipamentos da SE Cotegipe encontram-se previstos, quando estariam em operação 
comercial. 
 
Acatado. Após a revisão de TL realizadas pela SFE e nova rodada de carregamento dos mesmos 
para a base de dados do Siget, as receitas que antes estavam como previstas estão ativas; 
 
(d) Série de equipamentos da SE Recife II encontram-se previstos, quando estariam em operação 
comercial. 
Os TL identificados pela transmissora foram carregados para o BD do Siget, à exceção daqueles 
que entraram em operação na competência 06/2021 em diante (IdeMdl 2471, 2480 e 2492). 
Assim, as receitas dos equipamentos de IdeMdl 2480 e 2471 foram consideradas “ativas”. 
 
• 
Item (xiv): Acatado. Esse pleito foi ajustado por ocasião da publicação da REH nº 2.959/2021, que 
homologou a retificação da RAP para o ciclo 2021-2022.  
 
• 
Item (xv): Acatado. Verificou-se que as receitas da REA nº 10.264/2021 não haviam sido 
cadastradas. Assim, após contato com a área de concessões, as mesmas foram incluídas no Siget.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B13 
 
RECLAMANTE: Evrecy Participações Ltda. - Evrecy. 
PROTOCOLO: 48513.020356/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a Evrecy argumenta que: 
 
(i) 
Há necessidade de ajustes na lista de módulos para alteração de nomenclatura e ajustes 
em módulos; e 
 
(ii) 
Identificou a necessidade retificar os valores da PA – Apuração referentes à rubrica de 
Parcela Variável. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com 
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos 
já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B14 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Itapura S.A. – IE Itapura 
PROTOCOLO: 48513.020366/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Itapura argumenta que: 
 
(i) 
Há necessidade de ajustes na lista de módulos para alteração de nomenclatura e ajustes 
em módulos; e 
 
(ii) 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com 
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos 
já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B15 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Itaquerê S.A. – IE Itaquere 
PROTOCOLO: 48513.020363/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Itaquere argumenta que: 
 
(i) 
Há necessidade de ajustes na lista de módulos para alteração de nomenclatura e ajustes 
em módulos; e 
 
(ii) 
Há possível erro na PA Apuração devido à desconsideração do equipamento de IdMde 
31341. 
 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Acatado. Verificou-se que o MG 500 kV ARARAQUARA 2 MG6 SP, pertencente à FT MG 
500 kV ARARAQUARA 2 MG6 SP, não fora cadastrado no Siget juntamente com os demais 
equipamentos da FT, conforme indicados nos TLPONS/99/9/2020 e TLDONS/382/11/2020. Assim, 
após ajustes processados pela SFE no Siget, a PA Apuração deve ser resolvida.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B16 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. – IE Japi 
PROTOCOLO: 48513.020370/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Japi argumenta que: 
 
(i) 
Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos, 
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros); e 
 
(ii) 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com 
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos 
já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B17 
 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Minas Gerais S.A. – IEMG 
PROTOCOLO: 48513.020374/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IEMG argumenta que: 
 
(i) 
A transmissora informa que faltou incluir o módulo MG 500 kV NEVES 1 MG2 MG na lista 
de módulos do processo de reajuste 2021-2022; e 
 
(ii) 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme entendimento da SCT, o Leilão não possui receita associada a tal 
equipamento. Recomendamos que, caso a transmissora deseje prosseguir com esse pedido, que 
entre com o pleito junto à SCT. 
 
• Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com 
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos 
já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B18 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Pinheiros S.A. – IE Pinheiros 
PROTOCOLO: 48513.020371/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Pinheiros argumenta que: 
 
(i) 
Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos, 
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros);  
 
(ii) 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS; e 
 
(iii) 
A PA Autorizada sem RAP Prévia considerou data equivocada da entrada em operação da 
SE Getulina. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com 
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos 
já considerados na REH nº 2.959/2021. 
 
• Item (III): Acatado. A SCT, por meio do Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL (SIC 
48526.006023/2021-00) analisou também o fato e verificou que a data para cálculo da PA deveria 
ser a indicada pela transmissora. Assim, verificou-se que, de fato, foi considerada data errada no 
cálculo da PA Autorização Sem RAP Prévia relativa aos equipamentos da SE Getulina. Após 
alteração da data de entrada em operação para 24/8/2020, o valor da PA para o grupo pagador 
Rede Básica foi alterado para R$ 54.805,19 e para o grupo pagador GRP GETULINA – CPFL foi 
alterado para R$ 559.525,42, conforme consta no arquivo “Diversas - PA Reforços Peq. Porte - 
IPCA - Mensal_ recurso à REH 2895.2021”.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B19 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Sul S.A. – IESul 
PROTOCOLO: 48513.020372/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IESul argumenta que: 
 
(i) 
Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos, 
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros); 
 
(ii) 
A PA Apuração de RB do Contrato nº 013/2008 considerou valores de Parcela de Ajuste do 
Ciclo Anterior diferentes dos homologados pela ANEEL no Despacho nº 1.698/2021; e 
 
(iii) 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Negado. Conforme arquivos “Anexo IV – PA” e “Lista PA” disponíveis na página do 
Despacho nº 1.698/2021, os valores mensais da Parcela de Ajuste do Ciclo Anterior referentes à 
RB são, de fato, R$ 6.704,85. Logo, os valores constantes na planilha “IESUL_013-2008_Rede 
Básica.xls” estão corretos. 
 
• Item (iii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com 
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos 
já considerados na REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B20 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Tibagi S.A. – Tibagi 
PROTOCOLO: 48513.020373/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Tibagi argumenta que: 
 
(i) 
Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos, 
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros);  
(ii) 
A PA Apuração relativa ao Contrato nº 026/2017 está equivocada em função da não 
consideração do valor atualizado do primeiro termo aditivo ao respectivo contrato, a 
valores de 06/2021; e 
(iii) 
A “PA Outros Ajustes” possui erros de atualização do índice utilizado (considera os 
números-índice de 10/2016 a 05/2021, quando o correto seria de 09/2016 a 05/2021. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Acatado. De fato, no cálculo da apuração, o Siget não considerou as receitas alteradas 
por meio do Despacho nº 3.058/2020. Assim, procedeu-se com recálculo das PA Apuração de Rede 
Básica e Rede Básica de Fronteira (ROSANA-230/138 kV). Em seu pleito, a IE TIBAGI considera uma 
nova RAP de R$ 15.984.615,00. Contudo, o valor efetivamente homologado pelo Despacho nº 
3.058/2020 foi de R$ 15.894.615,00. Dessa forma, os valores foram alterados conforme abaixo: 
 
PA Apuração revisada 
Valor original 
Novo valor 
IE TIBAGI_026-2017_Rede Básica 
- R$ 144.239,38 
 - R$ 814.457,86 
IE TIBAGI_026-2017_ROSANA-230-138 kV 
- R$ 340.516,83 
- R$ 1. 145.406,25 
 
• Item (iii): Acatado. De fato, no cálculo da PA Outros Ajustes relativo à RBF (ROSANA-230/138 kV) 
não foi considerada a receita estabelecida pelo Despacho nº 3.058/2020 e sua correta atualização. 
Após tratamento da informação, o valor foi alterado de (-) R$ 55.463,73 para (-) R$ 48.809,68.  
 
As memórias de cálculo acompanham os anexos da análise. No caso das PA Apuração, os arquivos 
chamam-se “IE TIBAGI_026-2017_Rede Básica_ revisão” e “IE TIBAGI_026-2017_ROSANA-230-138 
kV_ revisão”. Por sua vez, o recálculo da PA Outros Ajustes revisada consta no arquivo “PA 
Desconto TLP RBF e DITC - IPCA Anual Final_ revisão”.
  PA Apuração revisada      Valor original      Novo valor  
IE TIBAGI_026-2017_Rede Básica      - R$ 144.239,38      - R$ 814.457,86    
IE TIBAGI_026-2017_ROSANA-230-138 kV      - R$ 340.516,83      - R$ 1. 145.406,25    

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B21 
 
RECLAMANTE: Ourilândia do Norte Transmissora de Energia S.A. – ONTE. 
PROTOCOLO: 48513.020349/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ONTE solicita que: 
(i) 
Seja incluída a PA relativa ao SMF (Anexo II da REA nº 10.032/2021), devidamente atualizada; 
(ii) 
Que as PA fixadas pela referida REA nº 10.032/2021 sejam segregadas; 
(iii) 
Que sejam considerados os efeitos dos recursos ao Despacho nº 1.498/2021 e Resolução 
Autorizativa nº 10.032/2021; e 
(iv) 
Que seja determinado ao ONS, por meio de ofício, a correção dos valores e adoção das 
providências de operacionalização. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  
 
• Itens (i) e (ii): Acatado. O pleito do agente nos itens (i) e (ii) é para que as PA fixadas em atos 
normativos sejam respeitadas.  Assim, verificou-se que foi acatado pela REH nº 2.959/2021. 
 
Contudo, salienta-se, nesse caso, que a REA nº 10.032/2021 foi retificada pela REA nº 11.279, de 
08.03.2022. Assim, os valores finais das referidas PA foram fixados conforme tabela abaixo: 
 
PA 
REA 10.032/2021 
(Ref.: 06/2020) 
REA 11.279/2022 
(Ref. 06/2020) 
valores finais - recurso  
(Ref. 06/2021) 
Relativa aos montantes do período entre 21 
de junho de 2018 e 30 de junho de 2021. 
 R$ 11.539.067,10   R$ 10.674.790,77   R$           11.534.758,90  
Relativa ao remanejamento do Sistema de 
Medição e Faturamento – SMF. 
 R$       890.235,48   R$       890.235,48   R$                 961.953,43  
 
• Item (iii): Negado. Por estar objetivamente fora do escopo do processo de reajuste da RAP, 
embora possa afetá-lo, deve ser negado no âmbito do presente processo. Esta negativa não exclui 
a consideração de eventual retificação do mérito questionado no âmbito dos recursos. 
 
• Item (iv): Negado. Salienta-se que, ao ONS, é devido proceder com a operacionalização de atos 
homologados pela ANEEL. Portanto, não cabe determinação de operacionalização de valores não 
homologados.
PA    REA 10.032/2021      REA 11.279/2022      valores finais - recurso  
    (Ref.: 06/2020)      (Ref. 06/2020)      (Ref. 06/2021)  
Relativa aos montantes do período entre 21
de junho de 2018 e 30 de junho de 2021.  R$ 11.539.067,10      R$ 10.674.790,77      R$ 11.534.758,90    
Relativa ao remanejamento do Sistema de
Medição e Faturamento – SMF.  R$ 890.235,48      R$ 890.235,48      R$ 961.953,43    

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B22 
 
RECLAMANTE: Transmissora Matogrossense de Energia S.A. - TME. 
PROTOCOLO: 48513.020362/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a TME argumenta que: 
 
(i) 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.; e 
 
(ii) 
A RAP referente à RBNI não utilizou o índice correto de 8,06%. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às 
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com 
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos 
já considerados na REH nº 2.959/2021. 
 
• Item (ii): Negado. O problema da transmissora, conforme argumentos apresentados, foi não ter 
considerado o valor revisado do RMEL de R$ 14.503,76. Assim, o valor da RAP base blindada foi 
corretamente atualizado. A soma do RBNI+RMEL totaliza R$ 6.492.034,38 (mai/21), ou seja, 
correção de 8,06% sobre o valor revisado de R$ 6.008.023,94 (mai/20).

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B23 
 
RECLAMANTE: Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica (“CEEE-T”) 
PROTOCOLO: 48513.020332/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora reclama de(o): 
(i) 
Erro material nas planilhas de cálculo da RAP de O&M (PRT 579); 
(ii) 
Erro na PA Apuração relativa à PV; 
(iii) 
Valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão publicado na REH 
nº 2.725/2020 e o do Despacho nº 1.698/2021 (após recursos). Identifica erro na identificação 
do índice de atualização da referida PA. 
(iv) 
Não consideração do pleito acatado por ocasião da análise de recursos ao ciclo 2020-2021 e 
constante no DSP nº 1.698/2021 (§135 da Nota Técnica 112/2021-SGT/ANEEL); 
(v) 
Existem módulos de transformadores que estão terminantemente desativados. 
(vi) 
Não consideração das receitas dos reforços estabelecidos pela REH nº 6.766/2017; 
(vii) 
Indisponibilidade das planilhas de cálculo relativas às desativações do Contrato 055/2001. Em 
especial, SE Porto Alegre 4.  
 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Acatado. Tratados na retificação homologada pela REH nº 2.959/2021. 
• Item (ii): Acatado. Tratados na retificação homologada pela REH nº 2.959/2021. 
• Item (ii): Acatado. Foi identificado erro material. Na aba "Comparativo" da planilha “Diferença RAP 
REH2725 DSP1698 DIT exc” devem ser considerados apenas equipamentos ativos. 
• Item (iv): Negado. Conforme Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL (§§ 133 a 135), o valor da PA 
Outros Ajustes relativo à transferência de instalações da UTE Uruguaiana para CEEE-GT, a PA 
deveria ser de R$ 1.809.552,02 ao invés de R$ 8.809.552,02, na referência junho de 2019. Assim, 
conforme exame realizado por ocasião da análise dos recursos à REH nº 2.725/2020, o valor da 
referida PA, a valores de 06/2020, foi alterada para R$ 1.843.530,47. Este valor já constava na Lista 
PA aprovada pelo DSP nº 1.698/2021 e seus impactos foram refletidos na PA Apuração. 
• Item (v): Acatado. Salienta-se que, conforme análise para qual foi definida repercussão geral, as 
receitas associadas aos módulos indicados pela transmissora foram excluídas. Ainda, foram 
processados os demais ajustes relativos às receitas das Portarias nº 579/2012 e nº 120/2016, 
conforme análise constante no item citado. 
• Item (vi): Acatado. A transmissora tem razão ao mencionar que as receitas estabelecidas pela REH 
nº 6.766/2017 não foram devidamente definidas em atos de homologação da RAP. Verifica-se que 
os reforços, que foram estabelecidos para vigência por apenas 1 ano, entraram em operação em 
19/9/2019. Os TL DITLDONS/159/10/2019 a DITLDONS/164/10/2019 validam a operação.  
Contudo, na RAP do ciclo 2020-2021 o status das instalações constou como “prevista” e na RAP 
do ciclo 2021-2022 as instalações sequer aparecem. Em razão disso, (i) foram definidas PA 
(atualizadas) nos valores das receitas estabelecidas no ciclo 2020-2021; (ii) foram excluídos os 
equipamentos substituídos, com o devido cadastramento de parcelas de ajuste a partir da entrada

Pág. 84 da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022. 
 
 
em operação dos reforços estabelecidos pela REH nº 6.766/2017, conforme consta, neste caso, no 
estabelecimento de repercussão geral relativo às substituições de equipamentos.  
 
Grupo Pagador 
Valor da PA (R$) 
Justificativa 
GRP 13,8 kV FARROUPILHA 1 RS 
            468.207,61  
Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021-
2022 (até os recursos). 
GRP 69 kV FARROUPILHA 1 RS 
              41.446,16  
Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021-
2022 (até os recursos). 
GRP FARROUPILHA 1 - RGE SUL 
            877.371,81  
Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021-
2022 (até os recursos). 
 
Salienta-se que os equipamentos desativados foram excluídos da lista de módulos, muito embora, 
as receitas referentes à Portaria nº 120/2016 tenham sido rateadas entre os módulos restantes. 
 
• Item (vii): Acatado. De fato, a referida memória de cálculo não constava na lista de arquivos 
disponibilizados pela REH nº 2.895/2021. Foi encaminhado por e-mail em 6/12/2021 a memória 
de cálculo dos custos de O&M da PRT 579 e das glosas devido à desativação do modelo DEA da SE 
POA 4.
  Grupo Pagador      Valor da PA (R$)      Justificativa  
GRP 13,8 kV FARROUPILHA 1 RS      468.207,61      Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021-
2022 (até os recursos).    
GRP 69 kV FARROUPILHA 1 RS      41.446,16      Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021-
2022 (até os recursos).    
GRP FARROUPILHA 1 - RGE SUL      877.371,81      Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021-
2022 (até os recursos).    

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
ANEXO B24 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Aguapeí S.A. – IE AGUAPEÍ 
PROTOCOLO: 48513. 020253/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 28/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: resumidamente, a transmissora reclama que: 
 
(i) 
Não foram considerados TL emitidos pelo ONS, o que afetou a PA Apuração (devolução 
indevida) e a RAP do ciclo (valores não definidos). 
(ii) 
A lista de módulos para (a) ajustar nomenclatura; (b) ajustar Função Transmissão (FT); (c) 
ajustar Tipo de Uso; e (d) ajustar Usuário. 
 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto: 
 
• Item (i): Acatado. A consideração dos TL citados pela empresa foi realizada na análise que 
culminou com a publicação da REH nº 2.959/2021. 
 
• Item (ii): Negado. Os ajustes à lista de módulos representam caso de regularização de ativos, o 
que será tratado pela SCT no processo nº 48500.005614/2021-14.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO B25 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Norte Nordeste S.A. – IENNE 
PROTOCOLO: 48513.020375/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IENNE argumenta que: 
 
(i) 
Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos, 
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros);  
 
(ii) 
O componente da RBL no mês de outubro de 2020 da PA Apuração não é zero; e 
 
(iii) 
Existe inversão de valores da PV entre competências. 
 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Acatado. A rubrica reclamada foi inserida. Adicionalmente, a rubrica “Antecipação de 
Receita” também. 
 
• Item (iii): Acatado. As PV foram revisadas.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO C  
 
 
 
 
 
 
TRANSMISSORAS QUE TIVERAM OS 
RECURSOS CONTRA A RESOLUÇÃO 
HOMOLOGATÓRIA Nº 2.895/2021 
NEGADOS

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO C1 
 
RECLAMANTE: Celg Geração e Transmissão S. A. – Celg GT 
PROTOCOLO: 48513.020338/2021 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021 
 
RECLAMAÇÃO: A transmissora, objetivamente, reclama que: 
(i) 
Deve ter ocorrido erro material na definição da receita do equipamento de IdeMdl 20685 
(IdeRct 118540); e 
(ii) 
Não foi considerada receita de obra estabelecida sem RAP Prévia pela REA nº 5861/2016 e que 
entrou em operação comercial em 5/2/2021. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, NEGAR seus argumentos.  
 
No caso concreto, a lista de módulos relativa à IB 230 kV MG 230 kV PARANAIBA MG1 GO IB1 
(equipamento de IdeMdl 20685) e receita atribuída para “instalação de proteção de barra de 230KV” 
(IdeRct 118540) apresenta valores alinhados à RAP constante no ato legal e suas subsequentes 
atualizações. 
  
No tocante ao não reconhecimento de receita estabelecida pela REA nº 5.861/2016, cabe informar que a 
área de fiscalização (SFE) foi questionada por meio do Memorando Circular nº 05/2021-SGT/ANEEL. Em 
sua resposta (Memorando nº 327/2021-SFE/ANEEL), foi informado que não constavam receitas 
cadastradas no Siget para as respectivas instalações. Questionada, a área de concessões (SCT) comprovou 
que a concessionária não lhe solicitou a homologação da respectiva receita. A Carta CE 009/2021 – DT-
SPOM / CELG GT (SIC 48513.012402/2021-00), de 10 de maio de 2021, não cita os reforços da REA 
5.861/2016:  
 
 
 
Portanto, a CELG deve solicitar a homologação da RAP para este reforço no próximo reajuste tarifário 
(ciclo 2022/2023), sendo que a RAP retroagirá a data de entrada em operação comercial.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO C2 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Biguaçu S.A. – IE Biguaçu. 
PROTOCOLO: 48513.020358/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Biguaçu solicitou que: 
 
(i) 
Seja criado na lista de módulos o módulo geral na SE Biguaçu; e  
(ii) 
Seja realizado o rateio de suas receitas em função da referida necessidade de inclusão. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, NEGAR seus argumentos para: 
 
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº 
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à 
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será 
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14. 
 
• Item (ii): Negado. O pleito somente poderá ser atendido após a análise do processo de 
regularização de ativos conduzido pela SCT.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO C3 
 
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Itaúnas S.A. – IE ITAUNAS 
PROTOCOLO: 48513.020368/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Itaunas solicita que sejam efetuadas as retificações na Lista de 
Módulos disponibilizada pela REH nº 2.895/2021, conforme apresentado em sua manifestação. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, NEGAR seus argumentos.  No caso concreto, conforme informações prestadas pela SCT por meio 
do Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-
se à regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende 
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será tratada no 
processo nº 48500.005614/2021-14.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO C4 
 
RECLAMANTE: Piratininga-Bandeirantes Transmissora de Energia S.A. – PBTE. 
PROTOCOLO: 48513.020376/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a PBTE reclama de erro na PA Apuração, indicando haver divergência do 
valor homologado e seu cálculo, realizado com base nos dados detalhados da Apuração. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, NEGAR seus argumentos. 
 
Revisados, os valores homologados estavam alinhados ao cálculo dos dados abertos. Salienta-se, contudo, 
que em relação ao valor homologado pela REH nº 2.895/2021, o valor sofreu pequena alteração em 
virtude da consideração da PV nos valores retificados pela REH nº 2.959/2021.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO C5 
 
RECLAMANTE: Giovanni Sanguinetti Transmissora de Energia S.A. - GSTE 
PROTOCOLO: 48513.020379/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora informou que faltou considerar o pagamento de receita 
autorizada pela Resolução Autorizativa nº 8.982/2020. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no 
mérito, NEGAR seus argumentos.  
 
Na prática, o pagamento não foi homologado devido à falta de identificação da receita no 
TLDONS/150/6/2020. O ONS informou apenas a condição dos equipamentos pois, no ato autorizativo 
(REA nº 8.982/2020), a receita questionada não se refere a um equipamento, mas a uma adequação que 
será paga em parcela única.  
 
A SCT entende (Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL - SIC 48526.006023/2021-00), que seria 
necessário “a transmissora regularizar esta situação junto ao ONS pela emissão de TL contemplando o 
item I.1.2 do empreendimento T2019-064”.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO D  
 
 
 
 
 
 
TRANSMISSORAS QUE TIVERAM OS 
RECURSOS CONTRA A RESOLUÇÃO 
HOMOLOGATÓRIA Nº 2.895/2021 NÃO 
RECONHECIDOS

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO D1 
 
RECLAMANTES: ATE III Transmissora de Energia S.A. – ATE III 
   Sul Transmissora de Energia S.A. – TAESA/STE. 
PROTOCOLO: 48513.022881/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 23/8/2021*. 
 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, as transmissoras requerem que os valores das PA Revisão calculadas no 
processo 48500.000754/2019-73 sejam considerados no resultado do reajuste da RAP, ciclo 2021-2022. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: NÃO CONHECER do pedido de reconsideração interposto, dada sua 
intempestividade. Quanto ao mérito, os valores das PA Revisão encontram-se cadastrados (IdePA 43406 
e 43432). Conforme REHs nº 2.702/2020 e nº 2.705/2020, os ajustes questionados são de -R$ 
216.480,6817 e R$ 228.197,87, a valores de junho de 2019. Contudo, percebe-se que o valor da PA Revisão 
da TAESA (IdePA 43432) encontra-se atualizado equivocadamente. Assim, o valor da referida PA deve ser 
alterado, de ofício, de R$ 333.075,56 para R$ 251.211,77. Quanto ao valor da PA Revisão da ATE III (IdePA 
43406), o mesmo está homologado corretamente. Logo, o pleito foi NEGADO. Reforça-se que a PA Revisão 
foi retificada, conforme consta no item II.4.4. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 Conforme Nota Técnica nº 38/2021–SGT/ANEEL, de 15 de março de 2021, que analisou os pedidos de reconsideração quanto 
ao resultado das REH nº 2.702 e nº 2.705/2020, o valor da PA Revisão da ATE III foi corrigido, de ofício, ao se alterar a data de 
início de operação do módulo IdeRct 102998 IdeMdl 6161 para 28/5/2014.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO D2 
 
RECLAMANTE: Arcoverde Transmissão de Energia S.A. 
PROTOCOLO: 48513.022701/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 20/8/2021. 
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora reclama que as obras relacionadas com as descrições de 
receita de IdeRct 111287 e 111286 não foram consideradas como em operação comercial. Devido a isso, 
solicita: 
(i) 
Retificar a lista de módulos para alterar a situação das 7 instalações citadas para “Em operação 
comercial”; e 
(ii) 
Retificar a RAP estabelecida pelo Anexo I da REH nº 2.895/2021, para que as instalações 
consideradas previstas no Anexo IV passem a fazer parte da RAP ativa (Anexo I).  
 
ANÁLISE DO PLEITO: NÃO CONHECER do pedido de reconsideração interposto, dada sua 
intempestividade. Contudo, dada a relevância e impacto do pleito para a transmissora e para o banco de 
dados da transmissão, o mérito foi questionado junto à SFE e à SCT. Após a análise das áreas técnicas, 
verificou-se que a transmissora não informou a condição operativa das instalações questionadas, embora 
as informações de outros equipamentos das mesmas obras estivessem com status “Concluída” ou 
“Planejado” na base de dados. O fato pode estar relacionado com parte das instalações terem passado à 
titularidade da transmissora por meio de transferência18 de um gerador (identificado em azul na imagem 
abaixo) e o cadastro destas ter ocorrido em momento diferente do cadastro das obras que seriam, 
originalmente, da transmissora. Dessa forma, as áreas concordam que, consideradas todas as 
informações disponíveis, que o pleito do agente é válido e as receitas RBL descritas devem ser estar ativas.  
 
 
 
 
18 O termo de transferência não onerosa pode ser verificado no documento Sicnet 48513.022701/2021-00-2 (ANEXO: 002).

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
ANEXO D3 
 
RECLAMANTE: Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. (BMTE) 
PROTOCOLO: 48513.031072/2021-00 
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 12/11/2021 
 
RECLAMAÇÃO: A transmissora, em apreciação aos cálculos da PA Apuração, questionou que: 
(i) 
O total da PA (negativa) do Ciclo Anterior encaminhado pelo ONS supera o definido pela 
ANEEL; 
(ii) 
Os valores da RBNI do ONS são inferiores aos definidos pela ANEEL; 
(iii) 
Os valores de PV não foram considerados na parte relativa à receita da ANEEL; e 
(iv) 
A metodologia de cálculo de atualização da PA Apuração não está em conformidade com o 
entendimento da transmissora. 
 
ANÁLISE DO PLEITO: A apresentação formal do pedido de reconsideração é, manifestadamente, 
intempestiva. Logo, NÃO SE DEVE RECONHECER DO MESMO. Contudo, dada eventual possibilidade do 
mérito questionado recair sobre erro da Administração, procedeu-se com a análise do mérito. Tendo isso 
em mente, deve-se acatar parcialmente seus argumentos.  No caso concreto: 
 
• 
Itens (i) e (ii): Negado. O ONS fez apuração com base nos dados homologados antes da análise dos 
recursos da Resolução Homologatória nº 2.725/2020. Em contrapartida, a receita homologada pela ANEEL 
reflete os resultados após a análise dos recursos a este ato, ou seja, com base no Despacho nº 1.698/2021. 
Assim, as diferenças questionas refletem apenas os efeitos entre estes atos. 
• 
Item (iii): Acatado. Os efeitos dessa reclamação foram processados pela retificação homologada 
pela Resolução Homologatória 2.959/2021. 
• 
Item (iv): Negado. No caso, a Subcláusula Terceira da Cláusula Sexta do Contrato de Concessão nº 
014/2014 estabelece que as receitas serão atualizadas pelo IVIi-1. 
 
 
Nesse sentido, verifica-se que a forma de atualização firmada é do tipo ANUAL.  
Nesses casos, as diferenças mensais são somadas e o resultado total desse somatório é atualizado da data 
de referência de preços de junho do ano anterior para a referência de junho do ano de processamento do 
reajuste. 
 
Além disso, a atualização MENSAL das receitas já foi amplamente discutida no âmbito da Diretoria da 
ANEEL. O Submódulo 9.3 do Proret, aprovado por meio da Resolução Normativa nº 774, de 2017, prevê a 
aplicação da metodologia de atualização “ANUAL” da PA para os casos em que no contrato de concessão 
não conste, explicitamente, a forma de atualização. Dessa forma, a atualização “MENSAL” da PA é aplicada 
tão-somente para as transmissoras que possuem expressamente descrito em seus contratos de concessão 
que a atualização deve ser realizada dessa forma.