VOTO 
PROCESSO: 48500.004491/2021-96. 
INTERESSADO: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A ELETRONORTE. 
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição - SCT. 
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida referente a reforços em 
instalações de transmissão sob responsabilidade da Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
As Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A, doravante Eletronorte, é detentora do contrato 
de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica nº 581/2001, no qual é disposto que a 
transmissora deverá, mediante ato autorizativo expedido pela ANEEL, e com correspondente 
estabelecimento de receita, executar reforços nas instalações de transmissão concedidas. 
2. 
Em 3 de fevereiro de 2021, foi aprovado2 pela Secretaria de Planejamento e 
Desenvolvimento Energético (SPE) o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica, Ciclo 2020 - 
1ª Emissão – Melhorias de Grande Porte e Reforços para Aumento da Vida Útil das Instalações - POTEE 
2020. 
3. 
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em 20 de julho de 2021, por meio da Carta 
CTA-ONS DPL 1490/20213, solicitou à ANEEL mudança na classificação de priorização das obras de retirada 
do equipamento Thyristor Controlled Series Capacitor (TCSC) instalado na LT 500 kV Imperatriz – Colinas 
C1, no terminal da SE Imperatriz, e substituição dos bancos de capacitores série (BCS) fixo da LT 500 kV 
Imperatriz – Colinas C1, de ambos os terminais.  
4. 
Em 15 de maio de 2022, a SPE aprovou4 o “Plano de Outorgas de Transmissão de Energia 
 
1 Disponível em https://www.aneel.gov.br/contratos-de-transmissao >> Contrato nº 58/2001. 
2 Mediante o Despacho Decisório nº 2/2021/SPE. 
3 SIC nº 48513.019639/2021-00 
4 Mediante o Despacho Decisório n° 8/2022/SPE.

Elétrica 2021 - Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão 3° Emissão” (POTEE 2021-3° Emissão). 
Nesse POTEE, foram alteradas para reforço as substituições das compensações série na LT 500 kV 
Imperatriz – Colinas C1. 
5. 
O reforço, ora em análise, consta na Tabela 1, que destaca o plano de outorgas no qual 
constou a indicação do empreendimento, a data de necessidade e o prazo para a entrada em operação 
comercial.  
Tabela 1 - Empreendimento em análise. 
Empreendimento 
Plano 
Data de 
Necessidade 
Entrada 
em 
operação 
(1) 
SE Imperatriz 
Substituição 
do 
banco 
de 
capacitores série (p/Colinas C1) 
Substituição 
do 
banco 
de 
capacitores série e conexões, 
localizado na saída de linha da LT 
500 kV Imperatriz – Colinas C1, de 
23,8 Ω e IN= 1500 / 2250 A, por 
um banco de capacitores série de 
39,7 Ω e IN= 1650 / 2250. A. 
desmontagem e a retirada do 
banco existente. 
Plano 
de 
Outorgas 
de 
Transmissão 
de 
Energia 
Elétrica – Ciclo 2017/2016 – 
Melhorias de Grande Porte e 
Reforços para Aumento de 
Vida Útil, posteriormente 
alterado 
no 
Plano 
de 
Outorgas de Transmissão de 
Energia Elétrica, Volume I – 
Rede 
Básica 
e 
Demais 
Instalações de Transmissão, 
Ciclo 2021 – 1ª Emissão 
(Dezembro/2021) 
Imediata 
Até 42 
meses 
Prazo para entrada em operação comercial, a contar da publicação da respectiva Resolução Autorizativa. 
Fonte: Nota Técnica nº 271/2022-SCT/ANEEL. 
 
6. 
O “Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica 2021 - Rede Básica e Demais 
Instalações de Transmissão” -POTEE 2021-4º Emissão, aprovado5 em 22 de julho de 2022, manteve o 
reforço com substituições das compensações série na LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1. 
7. 
Em 10 de agosto de 2022, por meio da Nota Técnica nº 571/2022-SCT/ANEEL6, a 
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição (SCT) 
recomendou a emissão de Resolução Autorizativa, para a Eletronorte realizar o reforço apresentado na 
 
5 Mediante o Despacho nº 10/2022/SPE. 
6 Documento SicNet nº 48526.004315/2022-00.
Empreendimento  Plano  Data de
Necessidade    Entrada  
        em  
        operação  
        (1)  
SE Imperatriz
Substituição do banco de
capacitores série (p/Colinas C1)
Substituição do banco de
capacitores série e conexões,
localizado na saída de linha da LT
500 kV Imperatriz – Colinas C1, de
23,8 Ω e IN= 1500 / 2250 A, por
um banco de capacitores série de
39,7 Ω e IN= 1650 / 2250. A.
desmontagem e a retirada do
banco existente.  Plano de Outorgas de
Transmissão de Energia
Elétrica – Ciclo 2017/2016 –
Melhorias de Grande Porte e
Reforços para Aumento de
Vida Útil, posteriormente
alterado no Plano de
Outorgas de Transmissão de
Energia Elétrica, Volume I –
Rede Básica e Demais
Instalações de Transmissão,
Ciclo 2021 – 1ª Emissão
(Dezembro/2021)  Imediata  Até 42
meses    
Data de
Necessidade

Tabela 1, com o consequente estabelecimento da parcela adicional da Receita Anual Permitida (RAP). 
8. 
Em 15 de agosto de 2022, o processo foi distribuído, por sorteio, à minha relatoria. 
9. 
É o relatório. 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
Trata-se de autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida (RAP) 
referente a reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Eletronorte.  
II.1 Das Características da Obra  
11. 
A composição atual da compensação série da LT 500 kV Imperatriz-Colinas C1 é de uma 
compensação série variável com tecnologia de Capacitor Série Controlado a Tiristor (mais conhecido pela 
sigla inglesa TCSC- Thyristor Controlled Series Capacitor) e um banco de capacitor série (BCS) fixo. 
12. 
O Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (POTEE)7, POTEE 2021-2ª Emissão 
(e suas as emissões posteriores), realizou alteração do escopo da obra para substituição do BCS fixo da LT 
500 kV Imperatriz-Colinas C1, de 23,8 Ω e corrente nominal (IN) de 1.500 A em regime normal e 2.250 A 
em emergência, para um BCS fixo de 39,7 Ω e IN de 1.650 A em regime normal e 2.250 A em emergência. 
Apesar de constar no POTEE a substituição do BCS do terminal de Colinas, o reforço será tratado em um 
outro processo, uma vez que escopo do processo em análise é o reforço da compensação no terminal 
Imperatriz. 
13. 
Ainda, mediante a Carta CTA-ONS DPL 1.490/2021, o ONS recomendou o 
descomissionamento do TCSC, uma vez que a compensação série variável com tecnologia TCSC ficou 
dispensável após a entrada em operação do bipolo Xingu – Terminal Rio, além de estar em final de vida 
útil e possuir tecnologia obsoleta. 
14. 
Dessa forma, tem-se que o BCS fixo será substituído por novos, com maiores capacidades 
para ampliação da capacidade de transmissão, e o TCSC será descomissionado. Nesse esteio, os reforços 
foram classificados como P2 (Eliminar necessidade de restrição de escoamento de geração) + P5 
 
7 Disponível em http://antigo.mme.gov.br/web/guest/secretarias/planejamento-e-desenvolvimento-
energetico/publicacoes/consolidacao-de-obras-de-transmissao.

(Substituição de equipamento por fim de vida útil). 
15. 
Sobre o assunto, a Eletronorte prestou as informações considerando a premissa da 
instalação do novo BCS fixo na área do TCSC. Entretanto, solicitou que a ANEEL e o Planejamento 
avaliassem a configuração proposta e desvinculasse a compensação série variável com a tecnologia TCSC. 
16. 
No que tange à análise, acompanho o posicionamento da SCT, e concordo que coube à 
Transmissora decidir a opção de instalação quando da participação junto ao ONS e ao Planejamento, em 
etapa prévia à emissão do POTEE e suas alterações. Ainda, cabe à ANEEL definir o reforço exclusivamente 
conforme o escopo do POTEE, que não apresentou óbice da utilização do espaço na subestação para a 
implantação da substituição. Quanto à desvinculação pleiteada, informo que o caso se encontra em 
análise da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF). 
17. 
Considerando a opção da utilização do espaço do TCSC, a Transmissora solicitou a 
substituição de chave seccionadora com lâmina de terra, que faz parte do módulo de Entrada de Linha, a 
qual está com vida útil esgotada. Todavia, conforme registrado pela SCT, a referida substituição não 
consta no POTEE e não se enquadra como reforço. Isso porque a motivação é o final de vida útil, dessa 
forma, se for enquadrada como melhoria, a Eletronorte deve observar o rito para melhorias de pequeno 
porte definido nos itens 5.1.3 e 5.1.4 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão 
de Energia Elétrica, publicado pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020. 
18. 
Nessa mesma toada, como a Transmissora justificou a substituição da conexão do BCS fixo 
atual por fim de vida útil, não é possível classificá-la como reforço, razão pela qual não será considerada 
na autorização em análise.  
19. 
A Transmissora também indicou como necessário “Módulo de Infraestrutura de Manobra 
- parcial”, “Módulo de Equipamento – Banco de Capacitores Série (IZCL7-03) 500 kV 107 MVAr - 
Desmontagem” e “Módulo de Manobra – Conexão de Banco de Capacitor Série (500 kV – DJM) - 
Desmontagem”.  
20. 
Conforme disposto na REH nº 758/2009 – Anexo I – Item 3.1.2, um módulo de 
infraestrutura de manobra é composto por: cercas e alambrados, terraplenagem, drenagem, 
embritamento, arruamento, iluminação do pátio, malha de terra e cabos para-raios, canaletas e 
edificações. Dessa forma, considerando que a substituição e o descomissionamento farão uso do espaço 
existente na Subestação, acompanho a recomendação da SCT e não acato o pleito de MIM-parcial.

21. 
No que tange aos custos decorrentes da desmontagem, tais valores estão incluídos nos 
percentuais relativos aos custos de montagem, conforme o §4° do art. 1° da Resolução Homologatória n° 
2.514, de 19 de fevereiro de 2019. 
II.2 Do prazo para execução 
22. 
A Transmissora solicitou a duração de 48 (quarenta e oito) meses para a execução do 
reforço em análise. 
23. 
Sobre o assunto, o prazo de execução de obra é definido com base em estudo realizado 
ANEEL e consubstanciado na Nota Técnica nº 835/2018/SCT-ANEEL8. Todavia, o referido estudo não 
contemplou de forma específica o reforço em análise. Diante desse contexto, o prazo solicitado pela 
Transmissora seria utilizado mediante a apresentação de justificativas técnicas, que não foram 
identificadas nos autos do processo.  
24. 
Diante da falta de informação específica, e considerando a importância do reforço e sua 
prioridade indicada no Planejamento, a SCT propôs, com a qual concordo, a utilização do prazo adotado 
para alteração de arranjo de barramento, considerado de 42 (quarenta e dois) meses. 
 
II.3 – Da Precificação  
25. 
A REH nº 758/20099 homologou o Banco de Preço de Referência (BPR) ANEEL e as 
metodologias aplicáveis na composição de suas unidades modulares de subestações e linhas de 
transmissão. Por sua vez, a REH nº 2.514/201910 homologou novos valores para o BPR ANEEL a ser 
utilizado nos processos de autorização, licitação para outorga de concessão e revisão tarifária das 
concessionárias de transmissão de energia elétrica. 
26. 
A SCT informou que o módulo BCS fixo a ser instalado não está padronizado no BPR. O caso 
em tela encontra-se previsto nos Submódulos 9.1 e 9.7 do PRORET, que estabelecem as possibilidades do 
afastamento do BPR, conforme segue: 
74. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição 
 
8 Documento SicNet nº 48526.006165/2018-00. 
9 Disponível em http://www.aneel.gov.br/cedoc/reh2009758.pdf 
10 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20192514ti.pdf

utilizará, necessariamente nesta ordem: 
a) Banco de Preços de Referência ANEEL; 
b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido.”  
(...) 
76. Não se aplica o Banco de Preços Referenciais da ANEEL, quando: a) O item a ser valorado 
não estiver representado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL; b) Não houver preços 
referenciais para itens correspondentes, semelhantes ou análogos ao item a ser valorado 
no Banco de Preços Referenciais da ANEEL. (Submódulo 9.1) 
 
16. Para os equipamentos, materiais e serviços que não estejam contemplados no Banco 
de Preços de Referência ANEEL, podem ser adotados valores obtidos por meio de consulta 
a fabricantes e fornecedores, realizados em aquisições anteriores, ou declarados pela 
própria empresa, desde que acompanhado da justificativa e fundamentação necessária. 
(Submódulo 9.7) 
 
27. 
Assim, para obras nas quais não é possível a aplicação do BPR ou mesmo a consulta a 
fabricantes e fornecedores, entende-se pela adoção dos valores declarados pela empresa. Tais valores, 
embora sejam uma estimativa inicial do investimento, se aproximam do Valor Operacional Contábil e 
podem ser fiscalizados no processo de revisão das Transmissoras. 
28. 
Dessa forma, a área técnica utilizou o valor do orçamento informado pela Eletronorte, 
corrigido pelo IPCA para a referência de julho de 2022. 
29. 
Não obstante, registro que constará no ato autorizativo comando específico para 
considerar na receita definitiva do reforço estabelecida quando da revisão tarifária, se o módulo de 
equipamento passar a ser incluído na lista dos módulos presentes no BPR, o valor base conforme o BPR 
vigente naquele momento, sendo afastada a aplicação do Valor Original Contábil (VOC). 
II.4 – Do cálculo da RAP 
30. 
Os procedimentos e as metodologias adotados na autorização e no estabelecimento de

receita para reforços em instalações de transmissão observam o estabelecido no Módulo 9 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)11 e no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão 
de Energia Elétrica12 (Regras de Transmissão). 
31. 
De início, cabe destacar que o Submódulo 9.7 define que as receitas estabelecidas em 
resoluções são devidas à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial do 
empreendimento. Ademais, nos períodos entre revisões, as receitas associadas aos reforços têm caráter 
provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação comercial, com 
efeitos retroativos à entrada em operação comercial do empreendimento. A eventual diferença 
decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão 
periódica da RAP subsequente. 
32. 
Conforme dispõe o Submódulo 9.113, o Custo Anual dos Ativos (CAA) das concessionárias 
com revisão periódica de toda a base de ativos, contemplando as parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM, será 
conforme a 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. Assim, no cálculo do adicional 
de RAP foi adotado o perfil decrescente, apresentado no item 10.2 do Submódulo 9.7. 
33. 
Por sua vez, os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP 
obedeceram ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7. 
34. 
Na Tabela 2 são apresentados os valores de investimentos utilizados, o percentual de 
Operação e Manutenção (O&M) adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando o perfil 
decrescente da receita, e o enquadramento do empreendimento segundo a seção 4.1 do Módulo 3 das 
Regras de Transmissão. 
Tabela 2 - Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$). 
Empreendimento 
Investimento  O&M  
RAP 
REN 
905/2020 
SE Imperatriz 
80.853.210,62 
2,0% 
14.123.393,07 
4.1,b,e. 
 
11 Disponível em https://www.gov.br/aneel/pt-br/centrais-de-conteudos/procedimentos-regulatorios/proret. 
12 Aprovadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020, disponível em 
http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020905.pdf. 
13 Aprovado pela Resolução Normativa nº 1.003 de 01 de fevereiro de 2022.
Empreendimento  Investimento  O&M  RAP    REN  
          905/2020  
SE Imperatriz  80.853.210,62  2,0%  14.123.393,07  4.1,b,e.    

Empreendimento 
Investimento  O&M  
RAP 
REN 
905/2020 
Substituição do banco de capacitores série 
(p/Colinas C1) Substituição do banco de 
capacitores série e conexões, localizado na saída 
de linha da LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1, de 
23,8 Ω e IN= 1500 / 2250 A, por um banco de 
capacitores série de 39,7 Ω e IN= 1650 / 2250 A. 
desmontagem e a retirada do banco existente. 
Total 
80.853.210,62 
--- 
14.123.393,07 
--- 
Referência de preço: junho de 2022. 
Fonte: Nota Técnica nº 571/2022-SCT/ANEEL. 
 
35. 
De acordo com o Contrato de Concessão nº 58/2001-ANEEL, a RAP a ser paga à 
transmissora não considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP14 e COFINS15, 
valor esse incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito (AVC) e Avisos de Débito (AVD). Dessa forma, o 
adicional de RAP apresentado na Tabela 2 foi calculado sem a aplicação da alíquota referente a esses 
tributos. 
36. 
Por fim, em atendimento ao disposto no artigo 1º16 da Portaria nº 31817, de 1º de agosto 
de 2018, o adicional de RAP para os reforços foram estabelecidos considerando o impacto do Regime 
Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI). 
III – DIREITO 
37. 
O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e 
normativos: (i) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (ii) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (iii) Lei 
nº 9.648, de 27 de maio de 1998; (iv) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; (v) Decreto nº 1.717, de 24 
de novembro de 1995; (vi) Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; (vii) Resoluções Normativas nº 67 e 
nº 68, ambas de 8 de junho de 2004; (viii) Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, 
aprovadas pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020; e (ix) Resolução Homologatória 
nº 2.514, de 19 de fevereiro de 2019; (x) Procedimentos de Regulação Tarifária, aprovados pela Resolução 
 
14 Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP). 
15 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social. 
16 Conforme inciso III, do seu § 1º: “nos incisos V e VI do caput, a ANEEL deverá considerar o impacto positivo da aplicação do 
REIDI nas aquisições e importações de bens e serviços pelas concessionárias de serviço público de transmissão de energia 
elétrica na determinação da Receita Anual Permitida”. 
17 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/prt2018318mme.pdf.
Empreendimento      Investimento      O&M      RAP        REN  
                          905/2020  
Substituição do banco de capacitores série
(p/Colinas C1) Substituição do banco de
capacitores série e conexões, localizado na saída
de linha da LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1, de
23,8 Ω e IN= 1500 / 2250 A, por um banco de
capacitores série de 39,7 Ω e IN= 1650 / 2250 A.
desmontagem e a retirada do banco existente.                            
  Total      80.853.210,62      ---      14.123.393,07      ---  

Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022. 
IV – DISPOSITIVO 
38. 
Diante do exposto e do que consta do processo nº 48500.004491/2021-96, voto por 
APROVAR a emissão de Resolução Autorizativa, conforme minuta anexa, que (i) autoriza a Eletronorte a 
realizar os reforços em instalações de transmissão outorgadas por meio do Contrato de Concessão nº 
58/2001-ANEEL; e (ii) estabelece os valores das parcelas adicionais de Receita Anual Permitida. 
Brasília, 23 de agosto de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA 
Diretor Substituto