1 de 12 
 
VOTO  
PROCESSOS: 48500.000285/2019-92, 48500.000286/2019-37 e 48500.000287/2019-81. 
INTERESSADO: Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T). 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição (SCT). 
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida (RAP) referente 
aos reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Companhia Estadual de 
Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T). 
 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
O Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (POTEE), Ciclo 2021, de 28 
de dezembro de 2021, indicou a necessidade de reforços em instalações de transmissão sob 
responsabilidade de Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T) para 
autorização e estabelecimento de Receita Anual Permitida (RAP) pela ANEEL. 
2. 
Em 23 de fevereiro de 2022, por meio da Nota Técnica nº 166/2022-SCT/ANEEL1, a 
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição (SCT) 
analisou o processo e recomendou a autorização dos reforços e o estabelecimento das 
correspondentes parcelas adicionais de Receita Anual Permitira (RAP) à CEEE-T. 
3. 
Em 2 de março de 2022, na 8ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, os processos 
foram distribuídos à minha relatoria. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
1 Documento nº 48526.001042/2022-00. 
8ª Reunião Pública Ordinária 
15/3/2022

2 de 12 
 
4. 
Trata-se de autorização de reforços e das RAP vinculadas à CEEE-T. A Tabela 1 lista os 
empreendimentos a serem autorizados, conforme POTEE 2021.  
Tabela 1. Empreendimentos indicados no POTEE 20201. 
Empreendimento  
Plano 
Data de 
Necessidade 
Entrada em 
operação  
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 13   
Substituição dos 2 TFs 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por 2 TFs 
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo 
abrigado). Lógica de transferência automática de carga na 
contingência de um dos transformadores 230/13,8 kV. Capacitor em 
derivação 13,8 kV 3 x 3,6 Mvar (3Ø). 3 CCDs 13,8 kV, arranjo BDDD 
(cubículo abrigado), 18 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo 
abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1 DJ). 
Desativação do barramento de 13,8 kV BPT (2 CTs, 3 IBs e 14 ELs). 
Plano de 
Outorgas de 
Transmissão 
de Energia 
Elétrica, 
2018 – 
POTEE 2018 
Imediata 
Até 42 meses 
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 6 
Substituição do TF 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por outro TF 
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo 
abrigado).  
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5. Lógica 
de transferência automática de carga na contingência de um dos 
transformadores 230/13,8 kV. 1 IB 230 kV, arranjo BD5 5 ELs 13,8 
kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado) 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD 
(cubículo abrigado com 1DJ). Recapacitação do barramento BPT 
13,8 kV existente.  
Desativação do TR-3 69/13,8 kV de 31,25 MVA. Desativação de 1 CT 
69 kV, arranjo BS Desativação do barramento 13,8 kV BS (1 CT e 6 
ELs).  
Plano de 
Outorgas de 
Transmissão 
de Energia 
Elétrica, 
2018 – 
POTEE 2018 
Imediata 
Até 48 meses 
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 9 
Substituição do TF 230/13,8 kV – 60 MVA (composto por bancos 1Ø 
de 3 x 20 MVA) por outro TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 
2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado).  
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5. Lógica 
de transferência automática de carga na contingência de um dos 
transformadores 230/13,8 kV.  
Capacitor em derivação 13,8 kV 2 x 3,6 Mvar (3Ø). 2 CCDs, arranjo 
BDDD (cubículo abrigado) 12 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo 
abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1DJ). 
Desativação do barramento 13,8 kV BPT (1 CT, 1 IB e 10 ELs). 
Plano de 
Outorgas de 
Transmissão 
de Energia 
Elétrica, 
2018 – 
POTEE 2018 
Imediata 
Até 48 meses 
* Prazo para entrada em operação comercial, a contar da publicação da respectiva Resolução Autorizativa. 
5. 
Para o POTEE 2021, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) realizou uma 
priorização das obras levando em consideração a severidade dos possíveis impactos desses 
empreendimentos na operação do Sistema Interligado Nacional (SIN). São sete ordem de prioridade 
e os empreendimentos ora avaliados foram classificados como P4. A Tabela 2 lista a ordem de 
prioridade dada pelo ONS. 
Tabela 2. Classificação de prioridades. 
Ordem 
Descrição 
P0 
Equipamentos indicados para controle de tensão na rede básica, e àqueles indicados para solucionar problemas de
Empreendimento  Plano    Data de      Entrada em  
      Necessidade      operação  
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 13
Substituição dos 2 TFs 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por 2 TFs
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo
abrigado). Lógica de transferência automática de carga na
contingência de um dos transformadores 230/13,8 kV. Capacitor em
derivação 13,8 kV 3 x 3,6 Mvar (3Ø). 3 CCDs 13,8 kV, arranjo BDDD
(cubículo abrigado), 18 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo
abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1 DJ).
Desativação do barramento de 13,8 kV BPT (2 CTs, 3 IBs e 14 ELs).  Plano de
Outorgas de
Transmissão
de Energia
Elétrica,
2018 –
POTEE 2018  Imediata      Até 42 meses    
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 6
Substituição do TF 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por outro TF
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo
abrigado).
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5. Lógica
de transferência automática de carga na contingência de um dos
transformadores 230/13,8 kV. 1 IB 230 kV, arranjo BD5 5 ELs 13,8
kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado) 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD
(cubículo abrigado com 1DJ). Recapacitação do barramento BPT
13,8 kV existente.
Desativação do TR-3 69/13,8 kV de 31,25 MVA. Desativação de 1 CT
69 kV, arranjo BS Desativação do barramento 13,8 kV BS (1 CT e 6
ELs).  Plano de
Outorgas de
Transmissão
de Energia
Elétrica,
2018 –
POTEE 2018  Imediata      Até 48 meses    
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 9
Substituição do TF 230/13,8 kV – 60 MVA (composto por bancos 1Ø
de 3 x 20 MVA) por outro TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø).
2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado).
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5. Lógica
de transferência automática de carga na contingência de um dos
transformadores 230/13,8 kV.
Capacitor em derivação 13,8 kV 2 x 3,6 Mvar (3Ø). 2 CCDs, arranjo
BDDD (cubículo abrigado) 12 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo
abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1DJ).
Desativação do barramento 13,8 kV BPT (1 CT, 1 IB e 10 ELs).  Plano de
Outorgas de
Transmissão
de Energia
Elétrica,
2018 –
POTEE 2018  Imediata      Até 48 meses    

3 de 12 
 
superação de nível de curto-circuito, a partir da integração de novos empreendimentos, que exigem a instalação de SEP 
ou medidas operativas, para promover a segurança e o atendimento às cargas em regime normal de operação ou em 
situação de contingência. 
P1 
Eliminar necessidade de corte de carga em condição normal de operação. 
P2 
Eliminar necessidade de restrição de escoamento de geração. 
P3 
Eliminar necessidade de geração térmica por razões elétricas. 
P4 
Eliminar necessidade de corte de carga em contingências em capitais. 
P5 
Substituição de equipamento por fim de vida útil. 
P6 
Não se enquadram nos cinco critérios de priorização listados acima. No entanto, são importantes e trazem benefícios 
ao atendimento aos critérios definidos nos Procedimentos de Rede. 
 
6. 
Os reforços a serem autorizados à CEEE-T se referem a equipamentos que possuem 
referência no Banco de Preços de referência ANEEL (BPR ANEEL)2 e devem ser autorizados com 
estabelecimento prévio de receita3. Para os níveis de tensão que não estejam padronizados no BPR 
ANEEL, adota-se a tabela de equivalência do Anexo IV da Nota Técnica nº 203/2018-
SRM/SCT/SFF/SGT/ANEEL4. 
7. 
Os módulos do BPR ANEEL ordinariamente atendem aos requisitos mínimos dos 
Procedimentos de Rede. Contudo, devido a impossibilidade de manter o BPR ANEEL sempre 
atualizado, eventual não indicação de um equipamento no módulo padrão do BPR na autorização 
não afasta a obrigação da CEEE-T de implantar as instalações autorizadas atendendo aos 
Procedimentos de Rede. Como parte do processo de Revisão Tarifária, o BPR ANEEL irá passar por 
recálculo dos valores médios e incorporará as mudanças nos Procedimentos de Rede. Assim, a 
revisão da RAP das autorizações realiza o tratamento adequado para as evoluções dos requisitos 
que devem passar a ser reconhecidos na precificação dos reforços.     
8. 
As adequações aos Procedimentos de Rede em módulos diferentes daqueles que 
fazem parte do escopo da autorização devem ser cadastradas no SGPMR para análise e eventual 
aprovação pelo ONS. Essas adequações, uma vez autorizadas, devem ser instaladas pelas 
transmissoras e farão jus à análise para o recebimento de receita no reajuste seguinte à sua entrada 
em operação comercial.  
9. 
Os requisitos dos Procedimentos de Rede devem ser cumpridos para as novas 
 
2 Resolução Homologatória nº 758, de 2009 e Resolução Homologatória nº 2.514, de 2019. 
3 Itens 5.1.2 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras do Serviços de Transmissão, aprovado pela Resolução Normativa nº 
905, de 2020. 
4 Documento nº 48580.002050/2018-00.

4 de 12 
 
instalações. Nem todas as instalações antigas necessitam de todas as adequações, a menos que 
determinado pelo ONS. 
10. 
Para esse processo considera-se que quaisquer reforços de pequeno porte não 
vinculado ao grande porte, originários da autorização, devem seguir o rito ordinário de autorização 
e reconhecimento de receitas de pequeno porte detalhado em pormenor na Rotina Operacional 
Padrão constante da página eletrônica da ANEEL: https://www.aneel.gov.br/autorizacoes-de-
reforcos-e-melhorias 
11. 
Tendo sido demonstrado que o BPR ANEEL se presta a calcular o investimento para 
Unidades Modulares, tipicamente aplicável às obras de Grande Porte, é possível o seu afastamento, 
conforme disciplina o Submódulo – SM 9.7 do PRORET. Por isso, para obras nas quais não é possível 
a aplicação do BPR ou mesmo a consulta a fabricantes e fornecedores, a SCT recomendou a adoção 
dos valores declarados pela empresa. Tais valores, embora sejam uma estimativa inicial do 
investimento, se aproximam do Valor Operacional Contábil – VOC e podem ser fiscalizados no 
processo de revisão das transmissoras. 
12. 
Nesse ponto, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 
2.892, de 06 de julho de 2021, que para os reforços que não constituem uma unidade modular, as 
parcelas de RAP de poderão ser revistas no processo de revisão das transmissoras a partir da 
apuração do VOC dos ativos, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial, nos 
termos do Módulo 3 das Regras de Transmissão. 
13. 
O prazo execução da obra que delimita a data de entrada em operação comercial, em 
regra, é definido com base em estudo realizado ANEEL consubstanciado na Nota Técnica nº 
835/2018/SCT-ANEEL5, de 17 de dezembro de 2018.  
14. 
No presente caso, a CEEE-T solicitou prazo de 42 meses para o reforço na SE Porto 
Alegre 13 e 48 meses para o reforço na SE Porto Alegre 6. Considerando que os reforços envolvem 
não só a instalação/substituição de transformadores, mas também extensas alterações nos setores 
13,8 kV das Subestações, bem como a necessidade de se preservar o atendimento a Distribuidora 
 
5 Documento n° 48526.006165/2018-00.

5 de 12 
 
local (usuária conectada aos setores 13,8 kV), acompanho a recomendação da SCT de se considerar 
os prazos requeridos pela empresa. 
15. 
Já em relação à SE Porto Alegre 9, a CEEE-T solicitou 56 meses de prazo para a 
execução dos reforços. Entretanto, considerando a avaliação da SCT de que a complexidade deste 
reforço é similar ao da SE Porto Alegre 6 e que a CEEE-T não apresentou justificativas para se 
estabelecer um prazo distinto, entendo ser mais apropriado considerar o mesmo prazo solicitado 
para a SE Porto Alegre 6, ou seja, 48 meses. 
16. 
Para os reforços nas Subestações Porto Alegre 6 e 9, a CEEE-T relatou que é de 
responsabilidade da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D o 
remanejamento dos alimentares 13,8 kV para as novas Entradas de Linha - ELs 13,8 kV. Ademais, 
informou da necessidade de alterações no Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST em 
razão de haver alteração no número de ELs 13,8 kV das Subestações. 
17. 
Assim, será estabelecido o prazo de 12 meses, após a publicação da Resolução 
Autorizativa, para as Concessionárias realizarem as alterações no CUST e estabelecerem um 
cronograma para os remanejamentos das ELs 13,8 kV, respeitando o prazo a ser autorizado para a 
execução dos reforços. 
18. 
O MME consolidou no POTEE obras que tem diferentes tratamentos regulatórios em 
um único escopo por ele definido como reforço. Assim, por meio da Nota Técnica n° 166, de 2022, 
a SCT efetuou de minucioso detalhamento e esclareceu, dentro da particularidade de cada reforço, 
o tratamento a ser dado em relação às características técnicas das obras a serem autorizadas. 
 
 
SE Porto Alegre 13 
19. 
Para a SE Porto Alegre 13, o POTEE 2018 estabelece a necessidade de substituição 
dos dois transformadores 230/13,8 kV, de 50 MVA, por duas unidades de 75 MVA, cada, dentre 
outras intervenções no setor 13,8 kV da instalação. Assim, em razão do aumento de capacidade

6 de 12 
 
determinado pelo MME, a substituição do equipamento se enquadra como Reforço, nos termos do 
item 4.1, alínea “e”, da Resolução Normativa - REN n° 905, de 2020. 
20. 
A substituição do setor 13,8 kV, arranjo Barra Principal e de Transferência - BPT por 
outro com arranjo Barra Dupla com Disjuntor Duplo – BDDD foi informada ser decorrente da 
superação de capacidade de corrente nominal do setor existente em função do aumento da 
capacidade de transformação na Subestação. Assim, também se enquadra como Reforço, nos 
termos do item 4.1, alínea “e”, da Resolução Normativa - REN n° 905, de 2020. 
21. 
Em relação ao quantitativo de ELs para o setor de 13,8 kV, o POTEE determinou 18 
ELs para o novo setor 13,8 kV. No SIGET, constam cadastrados 12 ELs nesse nível de tensão. A CEEE-
T informou que serão substituídos 14 ELs em 13,8 kV e, assim, 4 ELs determinadas no POTEE são 
novas. Considerando-se essas informações e a necessidade do reforço, a SCT avaliou ser pertinente 
retificar o cadastro da Subestação no SIGET com o acréscimo das 2 ELs 13,8 kV faltantes, 
correspondo aos Alimentadores 10 e 14 da CEEE-D, antes de se cadastrar as novas 4 ELs a serem 
instaladas conforme determinado pelo Planejamento no POTEE. 
22. 
Quanto às duas conexões 230 kV provisórias apresentadas pela CEEE-T, acompanho 
o entendimento da SCT de que como “a conexão provisória será apenas um custo adicional para a 
Concessionária viabilizar a execução do reforço sem desabastecer a Distribuidora local (usuária do 
setor de 13,8 kV da Subestação) e que tal conexão não comporá a prestação do serviço de 
transmissão após a substituição dos transformadores 230/13,8 kV, 50 MVA, se entende que é 
pertinente apenas ressarcir o custo adicional representado por esta conexão e, consequentemente, 
sem consideração de remuneração regulatória. Sendo um ressarcimento, se propõe que seja pago 
no período de 12 meses após a entrada em operação comercial do reforço”. 
 
23. 
Para o cálculo das receitas foi considerado o respectivo módulo do BPR para os 
transformadores 230/13,8 kV, 75 MVA, e os Bancos de Capacitores 13,8 kV, 3,6 Mvar. Para o 
restante do escopo de obras, considera-se os valores orçados pela Transmissora, com previsão de 
revisão pelo VOC.

7 de 12 
 
SE Porto Alegre 06 
24. 
Para a SE Porto Alegre 06, o POTEE 2018 estabelece a necessidade de substituição do 
transformador 230/13,8 kV, de 50 MVA, por uma unidade de 75 MVA, dentre outras intervenções 
no setor 13,8 kV da instalação. Assim, pela mesma razão do aumento de capacidade determinado 
pelo MME, a substituição do equipamento se enquadra como Reforço, nos termos do item 4.1, 
alínea “e”, da Resolução Normativa - REN n° 905, de 2020. 
25. 
Sobre a CT 13,8 kV, em operação comercial com o transformador 230/13,8 kV, de 50 
MVA, que, conforme informações prestadas pela Transmissora, será substituída devido à superação 
por corrente nominal, também se trata de Reforço, uma vez que enquadrada na alínea “e” do item 
4.1 da REN n° 905, de 2021. 
26. 
A nova Interligação de Barras – IB 230 kV e a substituição das 5 ELs 13,8 kV, em arranjo 
Barra Simples – BS, foram consideradas como Reforços uma vez que visam respectivamente: (i) 
liberar espaço para a instalação do novo transformador 230/13,8 kV, 75 MVA; (ii) liberar espaço 
para nova semibarra 13,8 kV, em arranjo BDDD, já com as ELs atendendo ao novo arranjo. 
27. 
Quanto às desativações do TR3 69-13,8 kV, 31,25 MVA, e respectivas CT 69 kV e CT 
13,8 kV, inclusas no POTEE 2020, o normativo vigente não define qual é o tratamento adequado 
para esses casos. Nesse ponto, a SCT esclareceu que o tema de desativações se encontra em análise 
na Consulta Pública nº 30/2020 e não há clareza a respeito da natureza das desativações serem 
classificadas como reforço. A área técnica destacou também que as desativações não são obras 
típicas de reforço, ou seja, são obras que não têm como objetivo aumentar a capacidade de 
transmissão ou a confiabilidade do sistema. Pelo contrário, caracterizam-se como mero serviço de 
desmontagem, não se qualificando também como investimento, mas como uma despesa 
decorrente da desmobilização do ativo. 
28. 
Ademais, a SCT destacou que a própria Concessionária apontou a necessidade a 
desativação do TR3, o que motivou o ONS para recomendar a alteração no POTEE. Logo, inexiste 
clareza quanto a desativação ser uma necessidade sistêmica (e qual é a motivação para se remover 
a Função Transmissão) ou se é uma discricionariedade da Transmissora. Assim, em face do risco de 
autorizar uma obra indevidamente classificada como reforço, acompanho a recomendação da SCT

8 de 12 
 
de não incluir a desativação do TR3 e conexões na presente autorização, devendo ser tratada 
quando for regulatoriamente definido qual o tratamento para esses casos ou caso a área ocupada 
pelo TR3 e conexões torne-se necessária para implantação de alguma nova Função Transmissão. 
29. 
No cálculo das receitas, o BPR foi considerado para os transformadores 230/13,8 kV, 
75 MVA; a substituição da Interligação de Barras – IB 230 kV; a conexão 230 kV do 2° transformador; 
e as complementações do Módulo Geral 230 kV. Para o restante do escopo das obras, considera-se 
os valores orçados pela Transmissora, com previsão de revisão pelo VOC. 
30. 
Por fim, em relação ao arranjo BD5 da conexão 230 kV do segundo transformador 
230/13,8 kV, 75 MVA, vindo este arranjo a ser incluído no BPR, até a revisão na qual se fixará a 
receita definitiva deste reforço, entendo que o valor base para a remuneração desta conexão seja 
o definido pelo BPR vigente na época e não o VOC ora considerado. 
SE Porto Alegre 09 
31. 
Para a SE Porto Alegre 09, o POTEE 2018 estabelece a necessidade de substituição do 
transformador 230/13,8 kV, de 50 MVA, por uma unidade de 75 MVA, e o setor de 13,8 kV, além da 
instalação de um segundo transformador 230/13,8 kV, 75 MVA, dois bancos de capacitores 13,8 kV, 
3,6 MVAr cada, dentre outras intervenções no setor 13,8 kV da instalação. 
32. 
Novamente, em razão do aumento de capacidade determinado pelo MME, a 
substituição do transformador 230/13,8 kV, 50 MVA, se enquadra como Reforço, nos termos do 
item 4.1, alínea “e”, da Resolução Normativa - REN n° 905, de 2020. E, a instalação do 2° 
transformador 230/13,8 kV e suas conexões, se enquadra na alínea “a” do item 4.1 do referido 
normativo. 
33. 
As substituições da CT 13,8 kV do transformador 230/13,8 kV, de 50 MVA, em 
operação comercial, das 10 ELs 13,8 kV e do IB 13,8 kV, foram enquadradas como reforços, uma vez 
que visam alterar o arranjo do setor de 13,8 kV de Barra Simples para BDDD. 
34. 
No cálculo das receitas foi considerado o BPR para os transformadores 230/13,8 kV, 
75 MVA; a conexão 230 kV do 2° transformador; as complementações do Módulo Geral 230 kV; os 
Bancos de Capacitores 13,8 kV, de 3,6 MVAr cada.

9 de 12 
 
35. 
Para o restante do escopo de obras, considera-se os valores orçados pela 
Transmissora, com previsão de revisão pelo VOC, por se caracterizarem como itens que não constam 
no no BPR: as CTs 13,8 kV para as conexões dos transformadores 230/13,8 kV em razão da 
necessidade de cabos isolados; a implantação do Sistema de Transferência Automática de Carga – 
STAC; o arranjo BDDD da nova semibarra 13,8 kV, o qual não está padronizado no BPR para o nível 
13,8 kV; além de outras particularidades trazidas pela Transmissora dentre as informações 
prestadas. 
36. 
Por fim, em relação ao arranjo BD5 da conexão 230 kV do segundo transformador 
230/13,8 kV, 75 MVA, vindo este arranjo a ser incluído no rol dos presentes no BPR até a revisão na 
qual se fixará a receita definitiva deste reforço, entendo que o valor base para a remuneração desta 
conexão seja o definido pelo BPR vigente na época e não o VOC ora considerado. 
Cálculo da RAP 
37. 
A RAP dos reforços a serem autorizados foram calculadas conforme Submódulo 9 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)6. Essa receita será paga à CEEE-T a partir da data 
de entrada em operação comercial do empreendimento. 
38. 
É vedada a antecipação de entrada em operação comercial em relação à data de 
necessidade constante no ato autorizativo, exceto nos casos de solicitação da transmissora e 
mediante ateste do Ministério de Minas e Energia (MME) e/ou ONS de sua necessidade para o 
melhor desempenho do sistema elétrico. Nesses casos, tais pleitos devem ser realizados à ANEEL 
com um prazo mínimo de 60 dias da data entrada em operação comercial prevista pela CEEE-T, a 
fim de que se disponha de tempo hábil para análise. 
39. 
Nos períodos entre revisões tarifárias, as receitas associadas às reforços têm caráter 
provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação comercial 
do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço. 
A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da transmissora em 
parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente. 
 
6 Aprovados pela Resolução Normativa nº 880, de 7 de abril de 2020.

10 de 12 
 
40. 
O Custo Anual dos Ativos (CAA)7 das concessionárias com revisão periódica de toda a 
base de ativos, contemplando as parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM, dar-se-á pela soma das parcelas 
referentes à remuneração do capital, à depreciação e ao custo anual das instalações móveis e 
imóveis, anualizada para os períodos entre revisões. Por se tratar de um Contrato de Concessão 
prorrogado, no cálculo dos adicionais de RAP foi adotado o perfil decrescente8. 
41. 
Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP (RGR, 
TFSEE e P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7 do PRORET. Além disso, o 
adicional de RAP é estabelecido considerando o impacto do Regime Especial de Incentivos para o 
Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI)9, instituído pela Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007. 
42. 
A RAP a ser paga à CEEE-T não considera o montante necessário à cobertura das 
despesas com PIS/PASEP e COFINS10, valor este incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito (AVC) e 
Avisos de Débito (AVD). Dessa forma, os adicionais de RAP para a instalação dos reforços analisados 
foram calculados sem a aplicação da alíquota referente a esses tributos.   
43. 
A Tabela 3 apresenta os valores de investimentos utilizados pela ANEEL, o percentual 
de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando-se o perfil decrescente para 
recebimento de receita, e o enquadramento do empreendimento no Módulo 3 das Regras do 
Serviços de Transmissão. 
Tabela 3. Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$). 
Empreendimento 
Investimento (R$) 
O&M  
RAP (R$) 
REN 
905/20 
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 13   
Substituição dos 2 TFs 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por 2 TFs 230/13,8 
kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado). 
Lógica de transferência automática de carga na contingência de um 
dos transformadores 230/13,8 kV. Capacitor em derivação 13,8 kV 3 
x 3,6 Mvar (3Ø). 3 CCDs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado), 
18 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado), 2 IBs 13,8 kV, 
arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1 DJ). Desativação do 
barramento de 13,8 kV BPT (2 CTs, 3 IBs e 14 ELs). 
67.382.776,11 
2,0 
11.805.000,62 
4 
 
7 Submódulo 9.1 do PRORET. 
8 item 10.2 do Submódulo 9.7 do PRORET. 
9 art. 1º da Portaria MME nº 318, de 1º de agosto de 2018. 
10 De acordo com o Contrato de Concessão nº 057/2001.
Empreendimento  Investimento (R$)  O&M  RAP (R$)    REN  
          905/20  
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 13
Substituição dos 2 TFs 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por 2 TFs 230/13,8
kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado).
Lógica de transferência automática de carga na contingência de um
dos transformadores 230/13,8 kV. Capacitor em derivação 13,8 kV 3
x 3,6 Mvar (3Ø). 3 CCDs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado),
18 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado), 2 IBs 13,8 kV,
arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1 DJ). Desativação do
barramento de 13,8 kV BPT (2 CTs, 3 IBs e 14 ELs).  67.382.776,11  2,0  11.805.000,62  4    

11 de 12 
 
Empreendimento 
Investimento (R$) 
O&M  
RAP (R$) 
REN 
905/20 
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 6 
Substituição do TF 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por outro TF 
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD 
(cubículo abrigado).  
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5. 
Lógica de transferência automática de carga na contingência de 
um dos transformadores 230/13,8 kV. 1 IB 230 kV, arranjo BD5 
5 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado) 2 IBs 13,8 kV, 
arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1DJ). Recapacitação do 
barramento BPT 13,8 kV existente.  
Desativação do TR-3 69/13,8 kV de 31,25 MVA. Desativação de 
1 CT 69 kV, arranjo BS Desativação do barramento 13,8 kV BS (1 
CT e 6 ELs).  
59.983.763,30 
2,0 
9.338.952,96 
4 
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 9 
Substituição do TF 230/13,8 kV – 60 MVA (composto por bancos 
1Ø de 3 x 20 MVA) por outro TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 
2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado).  
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5. 
Lógica de transferência automática de carga na contingência de 
um dos transformadores 230/13,8 kV.  
Capacitor em derivação 13,8 kV 2 x 3,6 Mvar (3Ø). 2 CCDs, 
arranjo BDDD (cubículo abrigado) 12 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD 
(cubículo abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo 
abrigado com 1DJ) . 
Desativação do barramento 13,8 kV BPT (1 CT, 1 IB e 10 ELs). 
54.641.143,30 
2,0 
8.604.897,48 
4 
Total 
182.007.682,71 
----- 
29.748.851,06 
--- 
Referência de preço: junho de 2021. 
 
 
 
III – DIREITO 
44. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e normativos: art. 3º-A, 
§ 3º, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; art. 
12 do Decreto nº 1.717, de 24 de novembro de 1995; art. 8º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; 
art. 21 da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; art. 6º, § 1º, e art. 7º, inciso II do Decreto nº 
2.655, de 2 de julho de 1998; Resoluções Normativas nº 67 e nº 68, ambas de 8 de junho de 2004; 
Resolução Homologatória nº 2.514, de 19 de fevereiro de 2019; Resolução Normativa nº 905, de 08 
de dezembro de 2020.
Empreendimento      Investimento (R$)      O&M      RAP (R$)        REN  
                          905/20  
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 6
Substituição do TF 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por outro TF
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD
(cubículo abrigado).
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5.
Lógica de transferência automática de carga na contingência de
um dos transformadores 230/13,8 kV. 1 IB 230 kV, arranjo BD5
5 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado) 2 IBs 13,8 kV,
arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1DJ). Recapacitação do
barramento BPT 13,8 kV existente.
Desativação do TR-3 69/13,8 kV de 31,25 MVA. Desativação de
1 CT 69 kV, arranjo BS Desativação do barramento 13,8 kV BS (1
CT e 6 ELs).      59.983.763,30      2,0      9.338.952,96      4    
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 9
Substituição do TF 230/13,8 kV – 60 MVA (composto por bancos
1Ø de 3 x 20 MVA) por outro TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø).
2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado).
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5.
Lógica de transferência automática de carga na contingência de
um dos transformadores 230/13,8 kV.
Capacitor em derivação 13,8 kV 2 x 3,6 Mvar (3Ø). 2 CCDs,
arranjo BDDD (cubículo abrigado) 12 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD
(cubículo abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo
abrigado com 1DJ) .
Desativação do barramento 13,8 kV BPT (1 CT, 1 IB e 10 ELs).      54.641.143,30      2,0      8.604.897,48      4    
  Total      182.007.682,71      -----      29.748.851,06      ---  

12 de 12 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
45. 
Diante do exposto, e o que consta dos Processos nº 48500.000285/2019-92, 
48500.000286/2019-37 e 48500.000287/2019-81, voto pela emissão da Resolução Autorizativa 
anexa que autoriza a Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T), Contrato de 
Concessão nº 055/2001, a realizar reforços em instalações de transmissão sob sua responsabilidade 
com o correspondente estabelecimento da parcela da Receita Anual Permitida. 
Brasília, 15 de março de 2022. 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor