ANEXO LX 
 
Módulo 9: Concessionárias de Transmissão 
 
Submódulo 9.1 
 
REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO 
 
 
Versão 4.1

1. OBJETIVO 
 
1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização das 
Revisões Periódicas (RTP) das receitas dos seguintes agentes de serviço público de transmissão de energia 
elétrica, doravante designados transmissoras: 
 
I – Concessionárias de transmissão que firmaram termo aditivo para prorrogação de seus contratos de 
concessão nos termos da Lei nº 12.783/2013; 
 
II – Concessionárias de transmissão que firmaram novos contratos de concessão em virtude da segregação 
de atividades de transmissão e distribuição disciplinada na Lei nº 10.848/2004; e 
 
III – Agentes equiparados às concessionárias de transmissão nos termos da Lei nº 12.111/2009. 
 
 
2. ABRANGÊNCIA 
 
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às transmissoras com revisão periódica sobre toda a 
base de ativos, conforme os termos do Contrato de Concessão ou da Portaria com designação de 
equiparação das instalações de transmissão. 
 
 
3. PROCEDIMENTOS GERAIS 
 
3. A revisão periódica das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras será compreendida pelo cálculo 
do reposicionamento tarifário – RT, definido conforme fórmula a seguir: 
 
RT =  Receita Requerida – Outras Receitas         (1) 
Receita Vigente 
 
4. A Receita Requerida será obtida mediante a soma das parcelas de receitas reposicionadas, conforme o 
caso, de modo a considerar os custos operacionais eficientes, a remuneração dos investimentos 
prudentes e a quota de reintegração regulatória. 
 
5. As Outras Receitas serão apuradas conforme item 8 desse Submódulo. 
 
6. A Receita Vigente será obtida pela soma das parcelas de receita correspondentes ao ano anterior à data 
da revisão. 
 
7.A RAP da transmissora será composta de acordo com a fórmula a seguir: 
 
RAP= ∑RAPi +PA      (2) 
 
Sendo: 
RAPi = CAA + CAOM + ET    (3)

Onde: 
RAPi: Parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora; 
CAA: Custo Anual dos Ativos, descrito conforme os itens 4, 6 e 7 deste Submódulo; 
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção, descritos conforme o item 5 deste Submódulo; 
ET: Encargos Setoriais e Tributos aplicáveis; e 
PA: Parcela de ajuste. 
 
8. A partir da publicação da Resolução Homologatória do resultado da revisão periódica de cada 
transmissora ficam revogadas as parcelas de RAP publicadas nas Resoluções Autorizativas para as 
instalações de transmissão que tenham sido objeto da presente revisão. 
 
9. As parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora que passam por processo de revisão são as seguintes: 
 
I – R1: Parcelas da RAP concernentes aos ativos abrangidos pela Lei nº 12.783/2013, em consonância com 
a Portaria MME nº 120/2016, e pela REN nº 762/2017, ou o que vier a sucedê-la, sob incorporação na 
base blindada de ativos. Essa parcela de receita aplica-se às concessionárias prorrogadas nos termos da 
Lei. 
 
II – R2: Parcelas da RAP associadas apenas ao custeio das despesas de operação e manutenção das 
instalações de transmissão autorizadas às concessionárias prorrogadas que foram objeto de indenização, 
nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012. 
 
III – R3: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão em operação comercial e que já foram 
objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores, classificadas como Rede Básica e Demais Instalações 
de Transmissão, sob incorporação na base blindada de ativos. A parcela de receita R3 aplica-se às 
concessionárias desverticalizadas ou agentes equiparados. 
 
IV – R4: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL que entraram 
em operação comercial no presente ciclo de revisão (entre as datas-bases das revisões anterior e a atual), 
classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base 
incremental de ativos. 
 
10. Não cabe reposicionamento das receitas referente às parcelas da RAP cujos contratos de concessão 
não prevejam sua revisão. Sob essas receitas aplicam-se as correções e atualizações contratualmente 
estabelecidas. 
 
 
4. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL 
 
11. Denomina-se ano aplicação (anoA): ano em que será aplicada a taxa regulatória de remuneração do 
capital aos processos de revisão de receita. 
 
12. Denomina-se ano de referência (anot): ano em relação ao qual são dimensionadas as janelas definidas 
para os parâmetros.

4.1. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL PRÓPRIO 
 
13. A remuneração do capital próprio adota o método de risco/retorno CAPM (Capital Asset Pricing 
Model), definido conforme a seguinte equação: 
 
rp =  rf +  . (rm  -  rf)  + rB      (4) 
 
Onde:  
rp: taxa de remuneração do capital próprio; 
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco estadunidense; 
: beta do setor regulado; 
rm: taxa de retorno do mercado estadunidense; e 
rB: prêmio de risco-país. 
 
14. O modelo é adaptado pela utilização de título brasileiro:  
 
rp  =  rNTN-b  +    .  (rm  - rf)      (5) 
 
Onde:  
rP: remuneração do capital próprio; 
rTB: remuneração do título público brasileiro; 
: beta do setor regulado; e 
(rm  -  rf): Prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença entre o rm (taxa de retorno 
do mercado estadunidense) e a rf (taxa de retorno do ativo livre de risco estadunidense). 
 
15. Remuneração do título público brasileiro:  
 
a. Amostra: NTN-B (Notas do Tesouro Nacional indexadas ao Índice de Preços ao Consumidor – IPCA), 
cujos dados estão disponíveis no sítio eletrônico do Tesouro Direto;  
 
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a 
dezembro do anot; e 
 
c. Cálculo: média das taxas de compra e venda diária de cada série e média final de todas as séries. 
 
16. Beta: 
 
a. Amostra: empresas do setor de energia elétrica estadunidense, membros do Edison Electric Institute – 
EEI (conforme EEI Stock Index), que atuam no segmento de transmissão e distribuição de energia elétrica, 
com ao menos 50% dos ativos dedicados a essas atividades (proporção medida preferencialmente pelo 
ativo imobilizado em serviço bruto), e Índice Standard & Poor’s 500 (S&P500), que consiste num índice 
composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. A data de 
referência para a seleção da amostra é o último ano para o qual os dados contábeis do ativo estejam 
disponíveis;

b. Janela: últimos cinco anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de outubro do anot-
5 a setembro do anot, períodos para os quais existem dados trimestrais da estrutura de capital das 
empresas; 
 
c. Séries: retornos totais semanais, capitalização de mercado e dívida líquida trimestrais; 
 
d. Cálculo: o cálculo do beta médio envolve os seguintes passos:  
 
i. cálculo do beta alavancado para a amostra de empresas de energia elétrica estadunidenses;  
 
ii. desalavancagem dos betas obtidos para cada empresa, utilizando-se o grau de alavancagem específico 
de cada empresa e a alíquota de imposto de renda dos Estados Unidos da América – EUA, obtendo-se o 
beta associado ao risco do negócio; 
 
iii. ponderação pela participação dos ativos de transmissão ou distribuição nos ativos totais;  
 
iv. cálculo da média ponderada dos betas desalavancados; e  
 
v. realavancagem do beta desalavancado médio do setor, usando-se a estrutura de capital estabelecida 
sob o enfoque regulatório e a alíquota de 34% de impostos, composta de 25% da alíquota do Imposto de 
Renda e 9% de Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido. 
 
17. Prêmio de risco do mercado estadunidense: 
 
a. Amostra/séries: retornos totais anuais do Índice Standard & Poor’s 500 e rendimento anual do título 
do governo americano com vencimento em dez anos; 
 
b. Janela: iniciada em dezembro de 1928 até dezembro do anot; e 
 
c. Cálculo: pela média da diferença entre o rendimento anual histórico do índice Standard & Poor’s 500 
(S&P500) e o rendimento médio anual do título do Tesouro Americano com vencimento de dez anos.  
 
 
4.2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL DE TERCEIROS 
 
18. A remuneração do capital de terceiros é formada por dois componentes extraídos de debêntures 
emitidas por empresas do setor elétrico: rentabilidade e custo de emissão das debêntures emitidas por 
empresas do setor elétrico. 
 
rT  =  rDeb + ceDeb     (6) 
 
Onde:  
rDeb: rentabilidade das debêntures; 
ceDeb: custo de emissão das debêntures.

19. Rentabilidade das debêntures: 
 
a. Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou transmissão e geração (verticalizadas, 
desde que possua participação significativa em transmissão), não incentivadas, atreladas a IPCA ou 
Certificado de Depósito Interbancário – CDI; 
 
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a 
dezembro do anot; 
 
c. Cálculo:  
 
i.consideram-se as informações na data da emissão de todas as debêntures disponíveis no banco de dados 
da Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais – ANBIMA, obedecendo o 
critério de seleção da amostra; e 
 
ii.calcula-se a média da rentabilidade em valores reais, sendo a conversão daquelas atreladas ao CDI 
realizada por meio das curvas de estrutura a termo das taxas de juros – [DI x Pré] e [DI x IPCA] - obtidas 
no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita resultante, no momento da emissão. 
 
20. Custo de emissão das debêntures: 
 
a. Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou transmissão e geração (verticalizadas, 
desde que possua participação significativa em transmissão), atreladas a IPCA ou CDI, que possuam dados 
disponíveis; 
 
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a 
dezembro do anot; e  
 
c. Cálculo: considera-se os dados de valor, custo, e juros reais da emissão, cujos dados são obtidos nos 
prospectos definitivos disponíveis para cada emissão. A conversão dos valores nominais é realizada por 
meio das curvas de estrutura a termo das taxas de juros – [DI x Pré] e [DI x IPCA] - obtidas no sítio 
eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita resultante, considerando o momento da emissão, 
obtendo-se valor anual. 
 
 
4.3. ESTRUTURA DE CAPITAL REGULATÓRIA 
 
21. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor em um 
investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiros. 
 
22. Para a determinação da participação do capital de terceiros na estrutura de capital regulatória partiu-
se da relação Dívida Líquida sobre EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and 
Amortization) regulatório equivalente a 3 (três).  
 
23. O EBITDA regulatório é formado pela remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória 
média.

24. Por meio de equação simultânea chega-se à proporção máxima de endividamento possível em função 
da restrição colocada. 
 
25. A partir dessa metodologia, obtém-se a proporção do capital de terceiros (D/V) na estrutura de capital 
regulatória. A proporção do capital próprio é extraída pela diferença (cem por cento menos percentual 
de capital de terceiros). 
 
 
4.4. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - HISTÓRICO   
 
26. Para o cálculo da taxa de regulatória de remuneração do capital a ser aplicada, utiliza-se a metodologia 
do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC). 
 
27. Considerando que os valores já estão em termos reais e o efeito do benefício tributário dos impostos, 
pode-se expressar o cálculo pela seguinte fórmula: 
 
 
rWACC  =  (P/V) . rP + (D/V) . rd  .   (1 – T)      (7) 
 
Onde: 
rWACC: taxa regulatória de remuneração do capital média ponderada, após impostos, em termos reais; 
rP: remuneração do capital próprio real; 
rd: remuneração do capital de terceiros real; 
P: percentagem de capital próprio; 
D: percentagem de capital de terceiros;  
V: soma do capital próprio e de terceiros; e 
T: alíquota tributária. 
 
 
4.5. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - APLICAÇÃO 
 
28. Considerando a metodologia descrita nos itens anteriores, são calculadas cinco taxas rWACC para os 
cinco anos anteriores (anot-4 a anot) ao ano de aplicação (anoA). 
 
29.A  partir dos componentes das taxas rWACC históricas calculadas após aplicação da metodologia, a taxa 
regulatória de remuneração de capital para aplicação no anoA é obtida da seguinte forma: 
 
a. Remuneração do capital próprio: obtida pela média da remuneração do capital próprio dos cinco anos 
anteriores ao ano de aplicação; 
 
b. Remuneração do capital de terceiros: referente à remuneração obtida no ano anterior ao ano de 
aplicação; e 
 
c. Estrutura de capital regulatória: participação do capital de terceiros equivalente àquela obtida no ano 
anterior ao ano de aplicação.

30. A taxa regulatória de remuneração do capital para aplicação, que forma a receita final, considera a 
alíquota de imposto (T) igual a 34% (regra geral), bem como a proporção de capital de terceiros na 
estrutura de capital regulatória, obtendo-se a taxa em temos reais antes de impostos. Assim a taxa a ser 
aplicada no anoA é a que se segue abaixo: 
 
rWACCpré  =  [rwacc]       (8) 
          (1 – T) 
 
31.Para as obrigações especiais e recursos da RGR não se aplica esse item e tais valores são deduzidos 
cálculo para tratamento específico. 
 
 
4.6. RESULTADOS 
 
32. Os valores para aplicação nos anos de 2018 a 2020 (conforme o caso), são os seguintes: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4.7.ATUALIZAÇÃO 
 
33. A taxa regulatória de remuneração de capital será definitiva (até a próxima revisão) para os processos 
de revisão de receita que ocorrerem no respectivo ano de aplicação. 
Ano de Aplicação 
 
2018 
2019 
2020 
Remuneração de Capital Próprio 
 
 
 
Taxa Livre de Risco  
6,40% 
6,12% 
5,83% 
Beta Alavancado 
0,5335  0,4749  0,4240  
Prêmio de Risco de Mercado 
6,38% 
6,43% 
6,46% 
  
 
 
Prêmio de Risco do negócio e financeiro  
3,41% 
3,06% 
2,74% 
Remuneração real depois de impostos 
9,80% 
9,17% 
8,57% 
Remuneração de Capital de Terceiros 
 
 
 
Debêntures 
6,92% 
6,71% 
6,21% 
Custo de emissão 
0,35% 
0,40% 
0,37% 
Remuneração real antes de impostos 
7,27% 
7,11% 
6,58% 
Impostos 
34,00% 34,00% 34,00% 
Remuneração real depois de impostos 
4,80% 
4,69% 
4,34% 
Estrutura de Capital 
 
 
 
% Capital Próprio 
58,25% 60,39% 61,97% 
% Capital de Terceiros 
41,75% 39,61% 38,03% 
Taxa Regulatória de Remuneração do Capital - 
Média Ponderada 
 
 
 
Real, depois de impostos 
7,71% 
7,40% 
6,96% 
Real, antes de impostos 
11,69% 11,21% 10,55%

34. Para as autorizações de reforços e melhorias que ocorrerem nos períodos entre revisões deverá ser 
aplicada a taxa regulatória de remuneração de capital vigente no respectivo ano da autorização. Nesse 
caso, a taxa será provisória até o próximo processo de revisão de receita, quando será aplicada a taxa 
definitiva. 
 
35. A taxa regulatória de remuneração de capital será atualizada anualmente por meio de despacho 
emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano de aplicação.  
 
 
4.8. REMUNERAÇÃO DOS RECURSOS DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO – RGR 
 
36. Será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor de recursos da 
RGR junto a Eletrobras, do mês referente à data base do laudo de avaliação da Base de Remuneração da 
concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa 
específica, e os demais ativos da empresa à taxa regulatória de remuneração do capital (WACC).  
 
37. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado 
pelo custo efetivo dos empréstimos, em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla 
atualização monetária da RAP, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são 
corrigidos pela inflação, quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.  
 
38. A taxa regulatória de remuneração dos recursos da RGR será obtida a partir da soma do custo da RGR 
acrescido da taxa de administração média. Assim, extrai-se uma taxa nominal que será deflacionada pela 
inflação implícita obtida por meio das taxas referenciais da B3 [DI x Pré] e [DI x IPCA], do último dia útil do 
ano de referência, para o prazo de cinco anos (1.826 dias), de acordo do a seguinte fórmula: 
 
 
TRCRGR = [(
1+CRGR
(1+DIPRÉ)
(1+DIIPCA)
)] −1           (9) 
 
Onde: 
TRCRGR: Taxa Regulatória de Remuneração dos Recursos da Reserva Global de Reversão; 
CRGR: Custo RGR Nominal, formado pela soma do custo dos recursos RGR com a taxa de administração 
média, antes de impostos; 
DIPré: Taxa referencial DI x Pré do último dia útil do ano base para o prazo de cinco anos (1.826 dias); 
DIIPCA: Taxa referencial DI x IPCA do último dia útil do ano base para o prazo de cinco anos (1.826 dias). 
 
 
4.9.REMUNERAÇÃO SOBRE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS 
 
39. A remuneração sobre Obrigações Especiais - RCOE - será calculada conforme equação abaixo: 
 
RCOE  = (
PRN+PRP
(1−t) ) × 0,5 × P ×
CAOM
CAOM+CAA−RCOE × OESb                (10)

Onde: 
RCOE: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais; 
PRN: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro, conforme valores encontrados no ano histórico de 
referência (anot), mais recente em relação ao ano de aplicação(anoA); 
PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+ Br, com janela formada pelos últimos dez anos em 
relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot;  
t: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
P: Participação do Capital Próprio no Capital Total, conforme valores encontrados no ano histórico de 
referência (anot), que é o ano mais recente em relação ao ano de aplicação (anoA); 
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
CAA: Custo Anual dos Ativos; e 
OESb: Obrigações Especiais Brutas. 
 
40. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - RCOE - será 
calculada conforme a taxa regulatória de remuneração de capital, a qual será atualizada anualmente por 
meio de despacho emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano de aplicação.  
 
 
5. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES 
 
5.1. ABORDAGEM GERAL 
 
41. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com Pessoal, 
Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade de 
transmissão de energia elétrica. 
 
42. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios na revisão 
tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos para execução dos processos, de acordo com 
as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de 
serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida 
útil.  
 
43. Na definição dos custos operacionais regulatórios foram observados os custos praticados pelas 
transmissoras no período de 2013 a 2016. 
 
 
5.2. MODELO ADOTADO 
 
44. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as transmissoras por meio 
de um processo de benchmarking, levando em consideração os atributos de cada concessionária, 
conforme descrito nas Notas Técnicas nº 204/2018-SRM/ANEEL e nº 12/2019-SRM/ANEEL. 
 
 
5.3. VARIÁVEIS

45. Para o insumo, foi considerara a despesa operacional das transmissoras, composta pelas contas de 
pessoal, materiais, serviços de terceiros, seguros, tributos e outros, referente ao período de 2013 a 2016. 
 
46. As fontes de informação foram os dados contábeis do Balanço Mensal Padronizado – BMP para os 
anos de 2015 e 2016 e do Relatório de Informações Trimestrais – RIT para o período de 2013 e 2014: 
 
a. 2013-2014: 
a.1. Pessoal: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - 
Atividade Exclusiva). NG 01 (Pessoal) e 02 (Administradores), com exceção das despesas com Déficit ou 
Superávit Atuarial e Programa de Aposentadoria / Demissão Voluntária; 
a.2. Materiais: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais 
- Atividade Exclusiva). NG 11 (Materiais); 
a.3. Serviços de Terceiros: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas 
operacionais - Atividade Exclusiva). NG 21 (Serviços de Terceiros); 
a.4. Outros: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - 
Atividade Exclusiva). NGs 92 (Seguros), 93 (Tributos) e 99 (Outros), sendo que para esta última foram 
considerados os itens 19.1 a 19.5, 19.11 e 19.12, conforme detalhamento do RP; 
b. 2015-2016: 
b.1. Pessoal: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01 a 
6105.2.XX03, 6105.2.XX06 a 6105.2.XX08, 6105.2.XX10 e 6105.2.XX99, onde XX assume os valores 05, 06, 
25 e 26; 
b.2. Materiais: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01, 
6105.2.XX10, 6105.2XX99, onde XX assume os valores 07 e 27; 
b.3. Serviços de Terceiros: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 
6105.2.XX01, e 6105.2XX10, onde XX assume os valores 08 e 28; e 
b.4. Outros: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01, 
6105.2.XX02, 6105.2.XX10, 6105.2.XX99, onde XX assume os valores 10, 16, 19, 30, 36 e 39. 
Especificamente para Outros foram consideras também 6105.2.XX03 e 6105.2.XX04. 
 
47. As variáveis de produto consideradas para o modelo de custos operacionais eficientes são 
apresentadas na Tabela 1 e têm como fonte o Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET, exceto para a 
variável qualidade, calculada a partir de dados de indisponibilidade das instalações de transmissão, 
coletados no Sistema de Apuração da Transmissão – SARTRA, sob gestão do Operador Nacional do Sistema 
Elétrico – ONS. 
 
Tabela 1: Variáveis 
Variáveis 
Descrição 
Extensão 
de 
Rede, 
em 
quilômetros, 
com 
tensão 
inferior a 230 kV 
Considera extensão total das redes com tensão inferior a 230 kV e 
ajuste para circuito duplo. 
Extensão 
de 
Rede, 
em 
quilômetros, com tensão igual 
ou superior a 230 kV 
Considera extensão total das redes com tensão igual ou superior a 
230 kV e ajuste para circuito duplo. 
Potência aparente total, em 
MVA, de equipamentos de 
subestação 
Soma das potências de transformadores e conversoras (MVA).
  Variáveis      Descrição  
Extensão de Rede, em
quilômetros, com tensão
inferior a 230 kV      Considera extensão total das redes com tensão inferior a 230 kV e
ajuste para circuito duplo.    
  Extensão de Rede, em    Considera extensão total das redes com tensão igual ou superior a
230 kV e ajuste para circuito duplo.    
  quilômetros, com tensão igual        
  ou superior a 230 kV        
Potência aparente total, em
MVA, de equipamentos de
subestação      Soma das potências de transformadores e conversoras (MVA).    
Considera extensão total das redes com tensão igual ou superior a
230 kV e ajuste para circuito duplo.

Potência reativa total, em Mvar, 
de equipamentos de subestação 
Soma das potências de reatores, banco de capacitores série e em 
derivação, compensadores síncronos e estáticos e bancos de filtros 
(Mvar). 
Equipamentos de subestação 
com tensão inferior a 230 kV 
Soma das unidades de equipamentos principais com tensão inferior a 
230 kV e considera ajuste para bancos de transformadores e reatores 
monofásicos. 
Equipamentos de subestação 
com tensão igual ou superior a 
230 kV 
Soma das unidades de equipamentos principais e considera ajuste para 
bancos de transformadores e reatores monofásicos. 
Módulos de manobra com 
tensão inferior a 230 kV 
Soma das unidades modulares de manobra com tensão inferior a 
230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações 
de barramentos). 
Módulos de manobra com 
tensão igual ou superior a 
230 kV 
Soma das unidades modulares de manobra com tensão igual ou 
superior a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e 
interligações de barramentos). 
Qualidade 
Média do tempo total em que as instalações de transmissão de cada 
empresa estiveram indisponíveis no período de 2013 a 2016. 
 
 
5.4. RESULTADO 
 
48. A partir dos parâmetros acima definidos e da metodologia descrita nas Notas Técnicas nº 204/2018-
SRM/ANEEL e nº 12/2019-SRM/ANEEL, os custos operacionais regulatórios considerados eficientes foram 
calculados e estão dispostos na Tabela , com preços referentes a junho de 2018. 
 
Tabela 2 – Custos Operacionais Regulatórios (R$ X 1000) 
EMPRESA 
O&M Regulatório Eficiente 
CTEEP CC 059/2001 
619.620,87 
CEMIG-GT CC 006/1997 
207.039,34 
CEEE-GT CC 055/2001 
311.396,60 
CELG G&T CC 063/2001 
53.325,15 
COPEL-GT CC 060/2001 
125.035,68 
CHESF CC 061/2001 
777.597,76 
FURNAS CC 062/2001 
939.762,72 
ELETROSUL CC 057/2001 
269.409,58 
ELETRONORTE CC 058/2001 
460.469,44 
 
 
5.5. APLICAÇÃO 
 
49. Ao longo dos ciclos tarifários compreendidos entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 será 
adotada uma trajetória entre os custos operacionais regulatórios que compõem atualmente as Receitas 
Anuais Permitidas – RAP vinculadas aos contratos de concessão objeto de revisão em 1º de julho de 2018 
e os custos operacionais regulatórios considerados eficientes, discriminados na Tabela 2.
Potência reativa total, em Mvar,
de equipamentos de subestação        Soma das potências de reatores, banco de capacitores série e em  
        derivação, compensadores síncronos e estáticos e bancos de filtros  
        (Mvar).  
Equipamentos de subestação
com tensão inferior a 230 kV      Soma das unidades de equipamentos principais com tensão inferior a
230 kV e considera ajuste para bancos de transformadores e reatores
monofásicos.    
  Equipamentos de subestação    Soma das unidades de equipamentos principais e considera ajuste para
bancos de transformadores e reatores monofásicos.    
  com tensão igual ou superior a        
  230 kV        
Módulos de manobra com
tensão inferior a 230 kV      Soma das unidades modulares de manobra com tensão inferior a
230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações
de barramentos).    
  Módulos de manobra com      Soma das unidades modulares de manobra com tensão igual ou  
  tensão igual ou superior a      superior a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e  
  230 kV      interligações de barramentos).  
Qualidade      Média do tempo total em que as instalações de transmissão de cada
empresa estiveram indisponíveis no período de 2013 a 2016.    
Potência reativa total, em Mvar,
de equipamentos de subestação
Soma das unidades de equipamentos principais e considera ajuste para
bancos de transformadores e reatores monofásicos.
  EMPRESA      O&M Regulatório Eficiente  
CTEEP CC 059/2001      619.620,87    
  CEMIG-GT CC 006/1997      207.039,34  
CEEE-GT CC 055/2001      311.396,60    
  CELG G&T CC 063/2001      53.325,15  
COPEL-GT CC 060/2001      125.035,68    
  CHESF CC 061/2001      777.597,76  
FURNAS CC 062/2001      939.762,72    
  ELETROSUL CC 057/2001      269.409,58  
ELETRONORTE CC 058/2001      460.469,44    

50. Os custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho de 
2018 e 30 de junho de 2023 estão discriminados na Tabela 3, com preços referentes a junho de 2018. 
 
Tabela 3 - Custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho 
de 2018 e 30 de junho de 2023 (R$ X 1000) 
Empresa 
Jul/2018 a 
Jun/2019 
Jul/2019 a 
Jun/2020 
Jul/2020 a 
Jun/2021 
Jul/2021 a 
Jun/2022 
Jul/2022 a 
Jun/2023 
CTEEP – CC 059/2001 
723.551,30 
697.568,69 
671.586,09 
645.603,48 
619.620,87 
CEMIG-GT – CC 006/1997 
219.512,17 
216.393,96 
213.275,75 
210.157,55 
207.039,34 
CEEE-GT – CC 055/2001 
272.370,59 
282.127,09 
291.883,59 
301.640,10 
311.396,60 
CELG G&T – CC 063/2001 
31.869,46 
37.233,39 
42.597,31 
47.961,23 
53.325,15 
COPEL-GT – CC 060/2001 
163.051,03 
153.547,19 
144.043,35 
134.539,52 
125.035,68 
CHESF – CC 061/2001 
746.621,78 
754.365,77 
762.109,77 
769.853,76 
777.597,76 
FURNAS – CC 062/2001 
901.253,48 
910.880,79 
920.508,10 
930.135,41 
939.762,72 
ELETROSUL – CC 057/2001 
508.994,25 
449.098,08 
389.201,91 
329.305,75 
269.409,58 
ELETRONORTE – CC 058/2001 
412.533,57 
424.517,54 
436.501,51 
448.485,48 
460.469,44 
Total 
3.979.757,63 3.925.732,51 3.871.707,39 3.817.682,26 3.763.657,14 
 
51. Os valores constantes da Tabela 2 e da Tabela  correspondem aos custos operacionais associados às 
instalações de transmissão vinculadas aos contratos de concessão nela discriminados e que estavam em 
operação comercial até 30 de junho de 2016, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒. 
 
52. Os custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação 
comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑, serão calculados 
a partir da multiplicação dos pesos atribuídos pelo modelo DEA a cada um dos produtos discriminados na 
Tabela 1, com exceção do produto “qualidade”, pela respectiva variação de cada produto ocorrida nesse 
período, conforme formulação a seguir. 
 
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑
 
=
1
𝜃𝑟𝑒𝑓
∑𝑉𝑗
 ∆𝑦𝑗
 
𝑚
𝑗=1
  
(11) 
 
Onde: 
CAOMad: custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação 
comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão; 
∆𝑦𝑗
 : variação do produto “j” da empresa no período entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, 
excluído o produto “qualidade”; 
Vj: custo unitário atribuído ao produto “j” em R$. Conforme a representação do problema programação 
linear descrito no Apêndice C da Nota Técnica nº 160/2017-SRM/ANEEL deriva-se que a relação entre as 
variáveis de solução do problema “vj/u" pode ser interpretada como o custo unitário em R$/unidade do 
produto “j” para cada observação; 
m: total de produtos, excluído o produto “qualidade; 
𝜃𝑟𝑒𝑓: mediana dos resultados de eficiência obtidos pelo modelo DEA, utilizado para normalizar as 
eficiências estimadas para cada empresa, no valor de 74,59%.
Empresa        Jul/2018 a      Jul/2019 a      Jul/2020 a      Jul/2021 a      Jul/2022 a  
        Jun/2019      Jun/2020      Jun/2021      Jun/2022      Jun/2023  
CTEEP – CC 059/2001      723.551,30      697.568,69      671.586,09      645.603,48      619.620,87    
CEMIG-GT – CC 006/1997      219.512,17      216.393,96      213.275,75      210.157,55      207.039,34    
CEEE-GT – CC 055/2001      272.370,59      282.127,09      291.883,59      301.640,10      311.396,60    
CELG G&T – CC 063/2001      31.869,46      37.233,39      42.597,31      47.961,23      53.325,15    
COPEL-GT – CC 060/2001      163.051,03      153.547,19      144.043,35      134.539,52      125.035,68    
CHESF – CC 061/2001      746.621,78      754.365,77      762.109,77      769.853,76      777.597,76    
FURNAS – CC 062/2001      901.253,48      910.880,79      920.508,10      930.135,41      939.762,72    
ELETROSUL – CC 057/2001      508.994,25      449.098,08      389.201,91      329.305,75      269.409,58    
ELETRONORTE – CC 058/2001      412.533,57      424.517,54      436.501,51      448.485,48      460.469,44    
  Total      3.979.757,63      3.925.732,51      3.871.707,39      3.817.682,26      3.763.657,14  

53. A variação dos produtos discriminados na Tabela 2, entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, 
decorrente de instalações de transmissão que tenham sido retiradas de operação comercial, deverá ser 
considerada no cálculo do CAOMad. 
 
54. Os pesos atribuídos pelo DEA a cada produto para cada concessionária estão discriminados no Anexo 
III. 
 
55. Os custos operacionais totais de cada concessionária, denominados 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡, consistirão na soma dos 
custos operacionais associados às instalações de transmissão sob sua responsabilidade que estavam em 
operação comercial até 30 de junho de 2016 com os custos operacionais associados às instalações de 
transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da 
revisão, conforme formulação a seguir: 
 
CAOMt  =  CAOMbase  +  CAOMad                               (12) 
 
56. Os CAOMt serão atualizados monetariamente pelo índice previsto em cada contrato de concessão até 
a data da revisão tarifária periódica, conforme formulação a seguir: 
 
CAOMt atualizado  =  CAOMt  x  IPCAt’                           (13) 
                  IPCAt 
 
Onde: 
CAOMt atualizado: custos operacionais totais atualizados associados ao contrato de concessão; 
CAOMt: custos operacionais totais associados ao contrato de concessão; 
IPCAt’: número índice do IPCA do mês de maio do ano da data de revisão; e 
IPCAt: número índice do IPCA do mês anterior à data de referência do 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡
  . 
 
57. Nos casos de revisão tarifária em que não houver a atualização do estudo de benchmarking:  
 
I. Para contratos que já passaram por processo revisional, será a adotada a relação percentual entre 
custos operacionais e custo de reposição dos ativos obtida no último processo de revisão periódica 
realizado; e 
 
II. Para contratos que ainda não tenham passado por processo revisional será a adotada a relação 
percentual entre custos operacionais e custo de reposição dos ativos obtida no processo de 
estabelecimento inicial de receita, acrescido o percentual de 1,30% sobre o novo custo operacional 
definido, de modo a cobrir os custos com seguros. 
 
 
6. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA 
 
6.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO 
 
58. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes itens:

I - Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico), 
compreendendo os seguintes grupos de contas de ativos: 
 
i)Terrenos; 
ii)Edificações, obras civis e benfeitorias; 
iii)Máquinas e equipamentos; 
II – Intangíveis; 
III – Almoxarifado em Operação; e 
IV – Obrigações especiais. 
 
59. A Base de Anuidade Regulatória (BAR), que é composta pelos seguintes grupos de contas, não será 
considerada na BRR: 
 
I – Terrenos – Administração; 
II – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração; 
III – Máquinas e equipamentos – Administração; 
IV – Veículos; 
V – Móveis e Utensílios; e 
VI – Aluguéis. 
 
60. Para a definição da Base de Anuidade Regulatória, são considerados os grupos de contas listados na 
Tabela 3, ou aquelas que venham a substituí-las por meio do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – 
MCSE: 
 
Tabela 3: Relação de Grupos de Contas para definição da BAR 
Grupo de 
Contas 
Atividade 
Descrição 
Grupo de 
Ativos 
AIS 
Transmissão 
Rede Básica - Veículos 
Veículos 
AIS 
Transmissão 
Rede Básica - Móveis e 
Utensílios 
Aluguéis 
AIS 
Transmissão 
DIT - Veículos 
Veículos 
AIS 
Transmissão 
DIT - Móveis e 
Utensílios 
Aluguéis 
AIS 
Administração Adm. Central - Terrenos 
Aluguéis 
AIS 
Administração 
Adm. Central - 
Edificações, Obras Civis 
e Benfeitorias 
Aluguéis 
AIS 
Administração 
Adm. Central - 
Máquinas e 
Equipamentos 
Aluguéis 
AIS 
Administração Adm. Central - Veículos 
Veículos 
AIS 
Administração Adm. Central - Móveis e 
Utensílios 
Aluguéis 
Intangível 
Transmissão 
Rede Básica - Softwares 
Sistemas 
Intangível 
Transmissão 
Rede Básica - Outros 
Aluguéis
  Grupo de    Atividade  Descrição        Grupo de  
  Contas              Ativos  
          Rede Básica - Veículos      Veículos  
          Rede Básica - Móveis e    Aluguéis    
          Utensílios        
          DIT - Veículos      Veículos  
          DIT - Móveis e    Aluguéis    
          Utensílios        
          Adm. Central - Terrenos      Aluguéis  
          Adm. Central -    Aluguéis    
          Edificações, Obras Civis        
          e Benfeitorias        
          Adm. Central -    Aluguéis    
          Máquinas e        
          Equipamentos        
          Adm. Central - Veículos      Veículos  
          Adm. Central - Móveis e    Aluguéis    
          Utensílios        
          Rede Básica - Softwares      Sistemas  
          Rede Básica - Outros      Aluguéis  

Intangível 
Transmissão 
DIT - Softwares 
Sistemas 
Intangível 
Transmissão 
DIT - Outros 
Aluguéis 
Intangível 
Administração Adm. Central - 
Servidões 
Aluguéis 
Intangível 
Administração Adm. Central - 
Softwares 
Sistemas 
Intangível 
Administração Adm. Central - Outros 
Aluguéis 
Gastos Op. 
Transmissão 
Arrendamentos 
(Leasing) 
Aluguéis 
Gastos Op. 
Transmissão 
Aluguéis em Geral 
Aluguéis 
Gastos Op. 
Transmissão 
Créditos de Tributos 
Recuperáveis 
Aluguéis 
 
 
6.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA 
61. Para a avaliação dos ativos das transmissoras vinculados ao serviço público de transmissão de energia 
elétrica, visando à definição da base de remuneração na RTP, devem ser observadas as seguintes 
diretrizes: 
 
a) A base de remuneração aprovada na revisão periódica anterior deve ser “blindada”. Entende-se como 
Base Blindada os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, associados aos ativos em operação, 
excluindo-se as movimentações ocorridas (baixas e depreciação) e as respectivas atualizações, além dos 
valores para as contas de Almoxarifado de Operações. As disposições aqui referidas à Base Blindada 
aplicam-se às parcelas R1 e R3; 
 
b) Também compõem a Base Blindada as instalações de transmissão autorizadas às concessionárias 
prorrogadas que foram objeto de indenização, nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, 
de 1º de novembro de 2012, correspondentes às parcelas de receita R2. No entanto, não será atribuído 
qualquer valor às instalações indenizadas, sendo definidos os valores bruto e líquido iguais a zero. A 
depreciação acumulada apurada para esses bens também não deve ser computada para o cálculo da 
receita requerida da concessionária; 
 
c) As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual, desde que em operação e autorizadas 
por Resolução específica da ANEEL, compõem a Base Incremental e são avaliadas utilizando-se a 
metodologia definida neste Submódulo. As disposições referentes à Base Incremental aplicam-se às 
parcelas R4; 
 
d) Os valores finais da avaliação são obtidos a partir da soma dos valores atualizados da base de 
remuneração blindada (itens a e b) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-bases das 
revisões anterior e atual - Base Incremental (item c); 
 
e) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês do 
processo de revisão atual; e
          
  DIT - Softwares      Sistemas  
  DIT - Outros      Aluguéis  
  Adm. Central -    Aluguéis    
  Servidões        
  Adm. Central -    Sistemas    
  Softwares        
  Adm. Central - Outros      Aluguéis  
  Arrendamentos    Aluguéis    
  (Leasing)        
  Aluguéis em Geral      Aluguéis  
  Créditos de Tributos    Aluguéis    
  Recuperáveis        

f) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do índice contratual, entre a data-base do 
relatório de avaliação e a data da revisão periódica atual. 
 
6.2.1 Tratamento da Base Blindada 
 
62. Para a avaliação dos ativos que compõem a Base Blindada, devem ser adotados, nesta sequência, os 
seguintes procedimentos: 
 
a) Devem ser expurgadas da Base Blindada as baixas ocorridas entre as datas-bases das revisões anterior 
e atual; 
 
b) Devem ser expurgadas da base Blindada os valores considerados nos processos de revisão anteriores 
associados aos itens de Almoxarifado de Operação; 
 
c) Não devem ser considerados na Base Blindada os ativos que compõem a BAR; 
 
d) Após a exclusão das baixas e dos ativos que compõem a BAR, os valores remanescentes de cada bem 
da Base Blindada devem ser atualizados pela variação do índice contratual; 
 
e) O valor monetário referente às Obrigações Especiais da Base Blindada será obtido atualizando-se o 
valor aprovado na revisão anterior pela variação do índice contratual. Nenhum valor deverá ser deduzido 
das Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na Base Blindada; 
 
f) Deve ser considerado o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-bases das revisões 
anterior e atual, obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada e depreciada;  
 
g) Os Índices de Aproveitamentos – IA referentes aos bens e terrenos da Base Blindada deverão ser 
revistos, considerando eventuais expansões ocorridas no presente ciclo. 
 
6.2.2 Tratamento da Base Incremental 
 
63. Para a avaliação dos ativos que tenham sido adicionados ao patrimônio, desde que em operação e 
autorizados por Resolução da ANEEL, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos: 
 
a)As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual serão avaliadas utilizando-se a 
metodologia definida neste Submódulo; 
 
b) Não devem ser considerados na Base Incremental os ativos que compõem a BAR; e 
 
c) Deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre a data de entrada 
de operação e a data-base da revisão atual, obtendo-se o valor da base de remuneração depreciada.  
 
64. As transmissoras cujo primeiro processo de revisão da receita anual permitida ocorrerá entre 1º de 
julho de 2018 e 30 de junho de 2023 terão toda sua base de ativos valorada com as mesmas regras 
aplicáveis à Base Incremental.

6.3. MANUTENÇÃO DA BASE 
 
65. A base de remuneração é regulatória e sua avaliação, homologada pela ANEEL, deverá ser registrada 
contabilmente no Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, sem atualização em relação à data-base da revisão 
tarifária, bem como seus efeitos nas Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica – 
Obrigações Especiais, até o segundo mês subsequente à aprovação pela Diretoria Colegiada da ANEEL. 
 
 
6.4. CRITÉRIOS PARA INCLUSÃO DE ATIVOS NA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA 
 
66. Os reforços ou melhorias em instalações existentes, ou novas instalações desde que formalmente 
indicadas pelo planejamento setorial, somente poderão ser executadas e, consequentemente, 
reconhecidas na base de remuneração das transmissoras mediante Resolução da ANEEL. 
 
67. Os reforços ou melhorias executadas sem respaldo em Resolução da ANEEL ou executadas em 
desconformidade com a Resolução Autorizativa não devem compor a base de remuneração das 
transmissoras passível de revisão, observando o seguinte: 
 
a) Deverão constar de relatórios separados, com as devidas justificativas, obedecendo rigorosamente ao 
formato estabelecido nos Relatórios de Avaliação e de Conciliação Físico-Contábil; e 
 
b) Esses bens devem ser registrados no ativo imobilizado, no entanto, deverão ser registrados, 
concomitantemente, no sistema extrapatrimonial até que tenha situação regularizada por meio de 
processo autorizativo da ANEEL, desde que haja interesse do planejamento setorial. 
 
68. O parágrafo anterior não se aplica exclusivamente para as melhorias em instalações de transmissão 
não alcançadas pela Resolução Normativa nº 643, de 2014, ou o que vier a sucedê-la, cuja necessidade foi 
indicada pelo planejamento setorial em data anterior a 31 de dezembro de 2012, mas que somente 
efetivaram sua integração ao Sistema Interligado Nacional após 1º de janeiro de 2013. Para essas obras 
os relatórios aplicáveis devem destaca-las, de modo a serem avaliadas tecnicamente conforme os critérios 
de elegibilidade vigentes, desde que assegurado que não foram incluídas nos laudos de avaliação 
homologados pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 589, de 2013, ou o que vier a sucedê-
la,. 
 
69. Os ativos de transmissão de energia elétrica são classificados em elegíveis e não elegíveis, sendo que 
todos devem ser avaliados, observando o seguinte: 
 
a) Os ativos vinculados à concessão são elegíveis quando efetivamente utilizados no serviço público de 
transmissão de energia elétrica. 
 
b) Os ativos vinculados à concessão são não elegíveis quando não utilizados na atividade concedida ou 
utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de transmissão de energia elétrica, tais como 
bens cedidos/ocupados por grêmios, clubes, fundações, entre outros; bens desocupados/desativados; e 
bens cedidos a terceiros. Esses ativos também não são considerados na BAR.

70. Para aplicação dos critérios de elegibilidade, para fins de inclusão na base de remuneração, faz-se 
necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço 
público de transmissão de energia elétrica. 
 
71. A relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser apresentada à ANEEL 
contendo as devidas justificativas. Esses bens e/ou instalações devem ser avaliados e um relatório deve 
ser apresentado em separado. 
 
 
6.5. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO 
 
72. Para avaliação da Base Incremental das transmissoras, utiliza-se o Método do Valor Novo de 
Reposição (VNR), conforme definidos neste Submódulo. 
 
73. O Método do Valor Novo de Reposição (VNR) estabelece que cada ativo é valorado, a preços atuais, 
considerando todos os gastos necessários para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que 
efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente.  
 
74. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição utilizará, 
necessariamente nesta ordem: 
 
a) Banco de Preços de Referência ANEEL; 
 
b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido. 
 
75. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL representa os custos médios regulatórios, por unidade 
modular, conforme regulamento da ANEEL. 
 
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. 
 
77. As características técnicas assumidas para os reforços/melhorias nos processos de autorização 
deverão ser respeitadas quando da revisão periódica. 
 
78. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores: 
 
a) Valor Novo de Reposição (VNR): corresponde ao valor individual do bem, valorado, a preços atuais, 
nos termos estabelecidos neste Submódulo. 
 
b) Valor de Mercado em Uso (VMU): É definido como o Valor Novo de Reposição – VNR deduzido da 
parcela de depreciação, a qual deve respeitar os percentuais de depreciação acumulada registrados na 
contabilidade.

c) Base de Remuneração Bruta (BRRb): É definido como o Valor novo de Reposição do conjunto de bens 
e instalações da transmissora que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível, deduzido do 
índice de aproveitamento integral, do valor bruto de obrigações especiais e dos ativos totalmente 
depreciados. 
 
d) Base de Remuneração Líquida (BRRl): É definido como o Valor de Mercado em Uso do conjunto de 
bens e instalações da transmissora que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível, deduzido do 
valor líquido de obrigações especiais, do índice de aproveitamento depreciado e adicionado o valor do 
almoxarifado em operação. 
 
79. Para os casos excepcionais de valoração de terrenos na Base Incremental pelo valor contábil 
fiscalizado e atualizado, será aplicado um percentual nos grupos de ativos Terrenos, Edificações e Obras 
Civis e Benfeitorias que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de transmissão de 
energia elétrica, definindo-se assim o índice de aproveitamento para esses Ativos.  
 
80. O Índice de Aproveitamento de terrenos e edificações é aplicado sobre o Valor Novo de Reposição – 
VNR, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral – IAI. Sobre o Valor de Mercado em Uso – VMU 
será definido o Índice de Aproveitamento Depreciado – IAD. 
 
81. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função 
e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica. 
 
82. Ainda para os casos excepcionais tratados nos parágrafos anteriores, os imóveis que não possuem 
documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da transmissora podem ser incluídos 
na base de remuneração, desde que sejam respeitados os seguintes critérios: 
 
a) Ser um imóvel elegível (imóvel operacional); 
 
b) Estar registrado na contabilidade; 
 
c) Apresentar documentação que comprove a aquisição; e 
 
d) Apresentar documentação que comprove que a titularidade de propriedade se encontra em processo 
de regularização (protocolo em cartório ou similar). 
 
83. Deve ser apresentada a relação em separado dos imóveis elegíveis que não possuem documentação 
de titularidade de propriedade definitiva, incluindo informações detalhadas sobre a situação atual, e 
quanto à adequação de cada um dos critérios referidos, bem como a destinação de uso de cada um dos 
imóveis. 
 
84. Os imóveis que não atenderem aos critérios acima não serão incluídos na base de remuneração 
regulatória.

85. A transmissora pode, a seu exclusivo critério, encaminhar formalmente, para apreciação da ANEEL, 
requerimento para inclusão na base de remuneração regulatória de imóvel eventualmente excluído, nos 
termos acima mencionados, que deverá ser devidamente justificada e documentada. 
 
6.5.1 Determinação do Valor Novo de Reposição – VNR 
 
86. Para valoração da Base Incremental serão consideradas as unidades modulares de subestação ou 
linhas de transmissão autorizadas, desde que em operação comercial entre as datas-bases das revisões 
anterior e atual, e sua avaliação deverá ser apresentada pela concessionária no formato definido no 
presente Submódulo. 
 
87. Os valores resultantes do processo de avaliação da Base Incremental poderão sofrer ajustes pela 
fiscalização da ANEEL. 
 
88. Se a concessionária não encaminhar a avaliação da Base Incremental, nos termos definidos neste 
Submódulo e no prazo estabelecido pela ANEEL, ou caso o relatório de avaliação apresentado pela 
concessionária não seja aprovado, em virtude de qualidade técnica insuficiente ou não conformidades 
apontadas na fiscalização, caberá à ANEEL arbitrar a base de remuneração a ser considerada no processo 
de revisão em curso, não constituindo tal fato a dispensa da concessionária em apresentar o relatório 
posteriormente. 
 
89. O Valor Novo de Reposição do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o Ativo 
Imobilizado em Serviço e Intangível será dado pela soma da Base Blindada atualizada, deduzidas das 
baixas e bens totalmente depreciados, e o resultado da aplicação do Banco de Preços Referenciais da 
ANEEL sobre a Base Incremental. 
 
90. Os relatórios de avaliação deverão ser protocolados na ANEEL, em até 120 dias antes da data da 
revisão periódica da concessionária. 
 
91. O relatório de avaliação da Base Incremental está apresentado no Anexo I. 
 
6.5.2 Juros Sobre Obras em Andamento – JOA 
 
92. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se a taxa regulatória de remuneração do 
capital (WACC) real após impostos, aplicando-se a fórmula a seguir. 
 
(
)
(
)

=
−
+
−
+
=
N
i
i
N
di
r
JOA
1
12
1
*
1
1
      (14)
 
 
Onde: 
JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%); 
N: número de meses, de acordo com o tipo de obra; 
r: taxa regulatória de remuneração do capital - WACC; e 
di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro. 
 
93. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao Valor Novo de Reposição do ativo.

94. O prazo de construção regulatório (em meses) foi obtido dos cronogramas para construção das 
instalações de transmissão de energia elétrica autorizadas pela ANEEL entre 2008 e 2017 e totalizou 22 
meses para obras em subestação e 24 meses em linhas de transmissão. 
 
95. Considerou-se um fluxo financeiro de 40% desembolso distribuído linearmente ao longo dos primeiros 
2/3 dos prazos médios de construção e 60% ao longo da segunda e última metade dos prazos médios de 
construção. 
 
96. A taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente. 
 
 
6.6. ALMOXARIFADO EM OPERAÇÃO 
 
97. O almoxarifado de operação, vinculado à operação e manutenção de máquinas, instalações e 
equipamentos necessários à prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, é 
considerado para compor a base de remuneração. 
 
98. Deve integrar a base de remuneração os saldos médios dos últimos 12 (doze) meses das seguintes 
subcontas previstas no MCSE, excluindo valores referentes a eventuais Unidades de Adição e Retirada – 
UAR existentes: 
 
1107.1 – Matéria Prima e Insumos para produção de Energia Elétrica; 
1107.2 – Material (exceto os saldos das subcontas: 1107.2.04 – Destinado à alienação; 1107.2.03 – 
Emprestado; e 1107.2.06 – Resíduos e sucatas); 
1107.3 – Compras em curso; 
1107.4 – Adiantamentos a fornecedores; 
1107.7 – (-) Provisão para Redução ao Valor Recuperável. 
 
 
6.7. DEMAIS PROCEDIMENTOS 
 
6.7.1. Depreciação 
 
99. Para a determinação do Valor de Mercado em Uso – VMU deve ser utilizado o Método da Linha Reta 
para o cálculo da depreciação, considerando-se o percentual de depreciação acumulada registrada na 
contabilidade para cada bem do ativo considerado. Não se admite a utilização de quaisquer outros 
critérios de depreciação. O Método da Linha Reta consiste em aplicar taxas constantes de depreciação 
durante o tempo de vida útil estimado para o bem. Pela regra geral, o valor da depreciação é dado pela 
razão entre o custo base de aquisição do bem e os anos estimados de sua vida útil. A taxa de depreciação 
é obtida pelo inverso dos anos estimados para a vida útil do bem, multiplicado por 100% (para base 
percentual). Ambos os cálculos são definidos para a base anual. 
 
100. Os critérios e procedimentos contábeis, as taxas de depreciação e os percentuais de depreciação 
acumulada de cada bem não podem ser modificados em relação ao registro contábil, exceto por 
determinação da ANEEL, quando da constatação de imperfeições na contabilidade.

101. As situações relativas às reformas gerais de ativos devem ser conduzidas conforme critérios 
estabelecidos no MCSE e no MCPSE. 
 
102. O Valor de Mercado em Uso para a composição da Base de Remuneração será obrigatoriamente 
igual a zero quando o bem estiver totalmente depreciado, conforme identificado no respectivo registro 
contábil. 
 
103. Uma vez que cada bem deverá ser depreciado com seu respectivo percentual de depreciação 
acumulada, de acordo com os registros contábeis, fica vedado qualquer tipo de equalização que leve em 
consideração percentuais acumulados de depreciação contábil por conta ou grupo de contas contábeis.  
 
104. Em nenhuma hipótese a depreciação acumulada apurada para os bens indenizados nos termos da 
Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012, deve afetar o cálculo da receita 
requerida da concessionária. 
 
105. Para efeito de depreciação, são utilizadas as taxas anuais de depreciação para os ativos de uso e 
características semelhantes, no âmbito da transmissão de energia elétrica, de acordo com o MCPSE. 
 
106. O percentual de depreciação acumulada por bem, com base nas informações contábeis, deverão 
constar do relatório de conciliação físico-contábil, tanto para Base Blindada como para a Base 
Incremental. 
 
107. Se constatadas imperfeições nos cálculos de depreciação dos bens, a ANEEL deverá recalcular a 
depreciação acumulada desses ativos para efeito de avaliação com base no MCPSE. 
 
6.7.2. Baixas 
 
108. As informações de baixas na Base Blindada devem ser informadas no relatório de conciliação físico-
contábil, nos termos desse Submódulo. 
 
109.Se constatada a retirada de operação de equipamento cuja baixa não foi efetuada na contabilidade 
da concessionária, a fiscalização da ANEEL deverá proceder à baixa do ativo no relatório de conciliação. 
 
6.7.3. Obrigações Especiais 
 
110. As Obrigações Especiais são recursos relativos à participação financeira do consumidor, das dotações 
orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais e de créditos especiais vinculados às 
concessões. As Obrigações Especiais não são passivos onerosos ou créditos do acionista. São atualizadas 
com os mesmos critérios e índices utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo Imobilizado dos 
agentes. 
 
111. As obrigações especiais devem compor a base de remuneração regulatória como redutoras do ativo 
imobilizado em serviço.

112. Para fins de revisão, a depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações 
Especiais não é computada no cálculo da receita requerida da concessionária.  
 
113. As obrigações especiais deverão ser controladas, a partir de 1º de janeiro de 2018, pela data de 
aquisição, ou seja, os registros serão controlados separadamente quanto à sua amortização, de forma a 
permitir a identificação do saldo totalmente amortizado, que não deve reduzir o ativo imobilizado em 
serviço. O saldo existente em dezembro de 2017 deverá ser controlado separadamente até sua completa 
amortização. 
 
114. Para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser considerado como parcela 
redutora na base de remuneração, deverá ser aplicada a variação verificada entre o Valor Novo de 
Reposição total e o Valor Original Contábil não depreciado da conta “Máquinas e Equipamentos”, sobre 
o saldo das Obrigações Especiais. 
 
115. As quotas de depreciação dos bens constituídos com recursos de Obrigações Especiais, 
independentemente da sua data de formação, deverão ter seus efeitos anulados no resultado contábil. A 
quota de reintegração calculada sobre o valor do bem adquirido com recurso de Obrigação Especial 
deverá ser movimentada, em conformidade com o MCSE, de forma que o efeito desta despesa seja 
anulado no resultado do exercício. Para a apuração do valor da reintegração, deverá ser utilizada a taxa 
média de depreciação do ativo imobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os 
recursos de Obrigações Especiais. 
 
116. Como forma de demonstração dos valores de Obrigações Especiais, as concessionárias deverão, no 
Relatório de Avaliação, incluir o Demonstrativo de Obrigações Especiais, o qual deverá mostrar os valores 
Brutos e Líquidos de Obrigações Especiais. Para tanto, o percentual Acumulado da Amortização Contábil 
deverá ser mantido para a Amortização das Obrigações Especiais Avaliadas. 
 
 
6.8. RELATÓRIO DE CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL 
 
117. A conciliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, contratada pela 
concessionária, a qual produzirá um relatório técnico que estará sujeito à validação mediante fiscalização 
da Agência. A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer 
erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive aquelas necessárias à correta aplicação do 
Bancos de Preços. 
 
118. O relatório de conciliação físico-contábil está apresentado no Anexo II. 
 
119. As avaliações dos ativos também serão realizadas considerando os resultados da fiscalização, com o 
objetivo de verificar as características e as condições operacionais dos ativos. 
 
120. A conciliação físico-contábil deverá apurar o percentual acumulado de depreciação, por bem, que 
deve ser aplicado sobre o Valor Novo de Reposição para obtenção do Valor de Mercado em Uso de cada 
bem.

121. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa avaliadora e a 
concessionária, a partir dos dados cadastrados no sistema georreferenciado e os respectivos registros 
contábeis, observando a existência de bens que se encontram em fase de unitização e cadastramento, 
tendo em vista o prazo de 60 dias estabelecido no MCSE para transferência do Ativo Imobilizado em Curso 
– AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço.  
 
122. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na 
mesma data-base dos trabalhos de avaliação. 
 
123. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil devem ser avaliadas e 
identificadas no Relatório de Conciliação e poderão ser aceitas após a regularização via processo de 
autorização de reforços, além da sua comprovação e contabilização. 
 
124. As sobras físicas devem ser depreciadas considerando a idade da formação do bem. Caso não haja 
documentação que comprove a data da entrada do bem em serviço, a concessionária deve considerar a 
data de capitalização da ODI/Conta, em que está localizada o bem. 
 
125. As sobras contábeis não devem ser avaliadas. 
 
126. Ao validar a Base de Remuneração, não serão validadas as sobras físicas. Caberá à concessionária 
proceder aos ajustes das sobras e faltas na contabilidade, conforme estabelece o MCSE, os quais deverão 
permanecer à disposição da fiscalização da ANEEL por um período não inferior a 60 (sessenta) meses. 
Deverá, ainda, regularizar a situação do bem, por meio do processo de autorização de reforços, cuja 
eventual inclusão dependerá de validação da ANEEL e indicação do planejamento setorial. 
 
127. Os relatórios de conciliação físico-contábil deverão ser protocolados na ANEEL, em até 120 dias antes 
da data da revisão periódica da concessionária. 
 
 
6.9. CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS - CAIMI 
 
128. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI - refere-se aos investimentos de curto 
período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a 
infraestrutura de edifícios de uso administrativo. 
 
129. O CAIMI será calculado, conforme equação a seguir: 
 
CAIMI  =  CAL + CAV + CAI      (15) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis; 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistema de Informática. 
 
130. O Custo Anual de Aluguéis (CAL) é calculado em conformidade com a equação a seguir:

CAL=BARa* [
rWACCpré
1-
1
(1+rWACCpré)𝑉𝑈𝑎
]      (16) 
onde: 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
BARa: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para 
infraestrutura de imóveis de uso administrativo; e 
VUa: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 89% referente ao TUC “230.01 – 
Equipamento Geral – Móveis e Utensílios” e 11% referente ao TUC “215.09 – Edificação – Outras”; e 
rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos. 
 
131. O Custo Anual de Veículos (CAV) é calculado em conformidade com a equação a seguir: 
 
CAV=BARv* [
rWACCpré
1-
1
(1+rWACCpré)VUv
]        (17) 
 
onde: 
CAV: Custo Anual de Veículos; 
BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos; 
VUa: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, referente ao TUC “615.01 – Veículos”; e 
rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos. 
 
132. O Custo Anual de sistemas de Informática (CAI) é calculado em conformidade com a equação a seguir: 
 
CAI=BARi* [
rWACCpré
1-
1
(1+rWACCpré)VUi
]       (18) 
 
onde: 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática; 
BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de 
informática; 
VUi: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 70% referente ao TUC “535 - Software” e 
30% referente ao TUC “235 – Equipamento Geral de Informática”; e 
rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos. 
 
133. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo 
Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a BRR. Esses ativos são equivalentes a 0,82% (zero vírgula 
oitenta e dois por cento) do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) e envolvem os seguintes grupos de ativos: 
(i) aluguéis; (ii) veículos e (iii) sistemas (hardware e software). 
 
134. Para a segregação adotou-se a média verificada de todas as empresas, sendo que a segregação da 
base de anuidade regulatória por grupos é feita conforme as proporções definidas na Tabela 4:

Tabela 4: Segregação da BAR nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos  
(% da BAR) 
Aluguéis (BARa) 
84,75% 
Veículos (BARv) 
7,66% 
Sistemas (BARi) 
7,59% 
 
135. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) pode ser então decomposta nos grupos acima definidos: 
 
BAR  =  BARa  +  BARv  +  BARi         (19) 
 
onde: 
BARa: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos considerados para 
infraestrutura de imóveis de uso administrativo; 
BARv: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em veículos; e 
BARi: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em sistemas de 
informática. 
 
 
7. CUSTO ANUAL DOS ATIVOS 
 
136. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o 
capital (rentabilidade). Para fins de revisão periódica da receita anual permitida das transmissoras, a 
remuneração do capital será anualizada no período tarifário, por meio das seguintes expressões: 
 
CAA = (∑
RCi+QRRi
(1+rWACCpré)
n
i=1
) ∙(
rWACCpré
1−(1+rWACCpré)
−n) + CAIMI     (20) 
 
RCi = (BRRli−1) ∙rWACCpré       (21) 
 
QRRi = BRRbi−1 ∙δ      (22) 
 
Onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RCi: remuneração de capital no ano i; 
QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i; 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis; 
rWACCpré: Taxa Regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos;  
BRRbi-1: Base de remuneração regulatória bruta no ano i-1; 
BRRli-1: Base de remuneração regulatória líquida no ano i-1; 
n: Número de anos do próximo período tarifário; e 
: Taxa média de depreciação das instalações. 
 
137. O valor residual dos ativos, que corresponderá à base de remuneração líquida, ao final de cada ano 
subtraindo-se as depreciações e desmobilizações.
  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
  Aluguéis (BAR )
a        
  Veículos (BAR )
v        
  Sistemas (BAR)
i        

8. TRATAMENTO DE INVESTIMENTOS EM MELHORIAS DE PEQUENO PORTE 
 
138. A estimativa dos investimentos anuais para as melhorias de pequeno porte, referidas nos Item 5.1.3 
e 5.1.4 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada 
pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-los, a serem realizadas em instalações de 
transmissão, será calculada por meio das seguintes expressões: 
 
Invmel (%) = 0,000336 × [
Base Líquida
AIS
]
-1,047133
[23] 
 
Invmel  (R$)  =  Invmel (%)  x  AIS  [24] 
 
Onde: 
Invmel: investimentos anuais em melhorias de pequeno porte; 
AIS: Ativo Imobilizado em Serviço dado pelo Valor Novo de Reposição – VNR associado aos ativos, 
correspondente ao valor individual do bem a preços atuais; e 
Base Líquida: VNR deduzido da parcela de depreciação, do valor líquido de obrigações especiais e do índice 
de aproveitamento depreciado. 
 
139. Os investimentos em melhorias serão calculados apenas às instalações de transmissão sujeitas ao 
processo de revisão periódica da RAP prevista nos contratos de concessão. 
 
140. Os valores dos investimentos anuais resultantes das fórmulas paramétricas estabelecerão, em 
conjunto das demais metodologias, a anuidade que vigorará pelos próximos anos do ciclo. 
 
141. Anualmente, a anuidade resultante dos investimentos em melhorias de pequeno porte será objeto 
de atualização monetária, pelo índice contratual aplicável. Ao fim do ciclo de RAP, a anuidade será 
revisitada, considerando os montantes realizados pelas concessionárias no ciclo anterior, além das demais 
metodologias vigentes. 
 
142. Para a revisão dos montantes realizados no ciclo de RAP anterior, serão consideradas as informações 
encaminhadas no relatório de avaliação da Base de Remuneração das concessionárias, devendo ser 
incluídos nas informações os respectivos números de cadastro no Plano de Modernização das Instalações. 
 
 
9. OUTRAS RECEITAS 
 
143. Para efeito de modicidade tarifária, são deduzidas da Receita Requerida, no momento da revisão, as 
receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração de outras atividades (Outras Receitas – OR). 
Portanto, as Outras Receitas corresponderão à soma das receitas presumidas de cada serviço, onde esta 
deve levar em conta uma análise dos contratos vigentes da empresa. 
 
144. Os critérios adotados partem de uma avaliação “ex-ante”, em que se definem os ganhos presumidos 
do prestador do serviço pela realização das atividades aqui consideradas, assim como os critérios de 
compartilhamento desses ganhos entre a empresa regulada e os usuários do serviço público regulado, 
visando contribuir para a modicidade tarifária.

145. Para cada fonte de receita adicional a seguir identificada, deverá ser avaliada a projeção de receitas 
para o próximo ciclo (receita presumida), atualizadas pelo índice contratual à data da revisão, 
desconsiderando-se os encargos e tributos correspondentes (receita líquida). 
 
146. As outras receitas podem ser classificadas em função do tipo de atividade, conforme a seguir: 
 
a) Atividades complementares: são aquelas cujas despesas não são claramente identificadas e já estão 
cobertas pela receita advinda da atividade regulada. Enquadram-se nesse subgrupo os contratos de 
compartilhamento de infraestrutura e sistemas de comunicação; e 
 
b) Atividades atípicas: são aquelas às quais se impõem critérios de administração e gestão que permitam 
total distinção de contabilização dos custos e resultados. Destacam-se nessa categoria receitas advindas 
da prestação de serviços a terceiros (operação e manutenção, consultoria e engenharia). 
 
 
9.1. RECEITAS DE ATIVIDADES COMPLEMENTARES 
 
9.1.1. Compartilhamento de Infraestrutura 
 
147. Para essa atividade, toda a receita auferida (líquida) com contratos de compartilhamento de 
infraestrutura com prestadores de serviço público – CCI’s, excetuando-se custos adicionais comprovados, 
será destinada à modicidade tarifária, haja vista o Contrato de Concessão estabelecer a obrigatoriedade 
da concessionária em compartilhar instalações já remuneradas pela RAP. 
 
148. As receitas com contratos de compartilhamento podem ser classificadas em: (i) custos de 
implantação, cujos valores serão destinados à modicidade tarifária uma única vez, no primeiro processo 
de revisão de receitas anuais permitidas subsequente à aprovação desse Submódulo, diluídos no ciclo 
tarifário; (ii) taxas de conservação, as quais considera-se a receita auferida anualmente; e (iii) outros. 
 
9.1.2. Sistema de Comunicação 
 
149. Visando o compartilhamento das receitas decorrentes dessas atividades com os usuários do serviço 
público regulado, será adotada uma divisão equânime do lucro líquido, ou seja, um percentual de 50% 
(cinquenta por cento) será atribuído à concessionária, com fins de se estimular a eficiência na prestação 
do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço regulado. 
 
150. Por se tratar de atividades complementares ao serviço de transmissão, o percentual da receita que 
seria atribuído às despesas também será integralmente revertido à modicidade tarifária, considerando 
que estas já foram incluídas na receita da atividade regulada. 
 
151. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na 
prestação do serviço o percentual de 50% (cinquenta por cento) da receita líquida. 
 
152. Ou seja, um percentual de 75% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 25% 
será atribuído à concessionária.

9.2. RECEITAS DE ATIVIDADES ATÍPICAS 
 
153. Com fins de se estimular a eficiência na prestação do serviço, será adotada uma divisão equânime 
do lucro líquido, ou seja, um percentual de 50% (cinquenta por cento) será atribuído à concessionária, 
enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço regulado. 
 
154. Por serem atividades atípicas, apenas a parcela do lucro líquido será revertida à modicidade tarifária. 
Para apuração do lucro líquido serão estimadas as despesas decorrentes de cada uma das atividades, 
calculadas como percentual da receita. 
 
9.2.1. Serviços de Consultoria 
 
155. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na 
prestação do serviço o percentual de 40% (quarenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual 
de 30% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 70% será atribuído à 
concessionária. 
 
9.2.2. Serviços de Operação e Manutenção 
 
156. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na 
prestação do serviço o percentual de 80% (oitenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual 
de 10% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 90% será atribuído à 
concessionária. 
 
9.2.3. Serviços de Engenharia 
 
157. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na 
prestação do serviço o percentual de 80% (oitenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual 
de 10% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 90% será atribuído à 
concessionária. 
 
9.2.4. Comercialização de Direitos de Propriedade e Produtos de P&D 
 
158. Para a atividade de comercialização de direitos de propriedade e de produtos obtidos em um projeto 
de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) regulado pela ANEEL, o compartilhamento das receitas depende 
do percentual destinado às instituições de pesquisa sediadas nas regiões Norte (N), Nordeste (NE) e 
Centro-Oeste (CO): 
 
a) Para as empresas localizadas nas regiões N, NE ou CO que destinarem pelo menos 60% (sessenta por 
cento) do valor do projeto a instituições de pesquisa sediadas nessas regiões, o compartilhamento das 
receitas é de 70% (setenta por cento) para apropriação pela empresa e de 30% (trinta por cento) para a 
modicidade tarifária. O mesmo compartilhamento se aplica às empresas das demais regiões que 
destinarem pelo menos 25% (vinte e cinco por cento) do valor do projeto a instituições de pesquisa 
sediadas no N, NE e CO;

b) Caso não sejam comprovadas tais destinações para as regiões N, NE ou CO, o compartilhamento é de 
50% (cinquenta por cento) para apropriação pela empresa e de 50% (cinquenta por cento) para a 
modicidade tarifária. 
 
 
10. RECEITAS POR ANÁLISE DE PROJETO E COMISSIONAMENTO DE OBRAS DE ACESSANTE 
 
159. As receitas advindas da verificação de conformidade das especificações e dos projetos das 
instalações implantadas por acessante, bem como as advindas da participação do comissionamento 
destas instalações, serão destinadas integralmente para a concessionária de transmissão a título de 
ressarcimento pela realização destes serviços, desde que constem no respectivo Contrato de Conexão às 
Instalações de Transmissão – CCT ou Contrato de Compartilhamento de Instalações de Transmissão – CCI, 
conforme os valores máximos previstos na regulamentação vigente. 
 
 
11. FATOR X 
 
160. No segmento de transmissão, o Fator X consiste nos ganhos de produtividade do setor no período 
histórico analisado e é calculado com base na mediana das produtividades das transmissoras de energia 
elétrica consideradas no cálculo. A produtividade é obtida conforme índice de Tornqvist, pela relação 
entre a variação ponderada da potência aparente de transformação instalada, em MVA, da extensão de 
rede, em km, e do número de módulos de manobra (Interligações de Barramento – IB, Entradas de Linha 
– EL e Módulos de Conexão – MC) e a variação dos custos operacionais. 
 
161. O Fator X do segmento de transmissão de energia elétrica, deverá ser aplicado nos reajustes anuais 
de receita e deverá incidir sobre o montante de custos operacionais regulatórios considerados eficientes 
das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, definidos na revisão periódica 
anterior à aplicação. 
 
162. Como regra de transição, o Fator X a ser aplicado nos reajustes anuais de receita que ocorrerem até 
junho de 2023 é equivalente a 0,0%. Para os reajustes que ocorrerem a partir de julho de 2023, o valor do 
Fator X do setor de transmissão é de 0,812% a.a.

Anexo I: Relatório de Avaliação - Base Incremental (parcela de receita R4) 
 
CAMPOS 
DESCRIÇÃO 
1 
Código Módulo SIGET 
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do 
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de 
zeros à esquerda para completar 6 (seis) 
dígitos 
Informar o código 999999 para as unidades 
modulares em operação no ciclo atual que 
não tenham sido objeto de avaliação da 
ANEEL 
2 
Código Receita SIGET 
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do 
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de 
zeros à esquerda para completar 6 (seis) 
dígitos 
Informar o código 999999 para as unidades 
modulares em operação no ciclo atual que 
não tenham sido objeto de avaliação da 
ANEEL 
3 
Nome da subestação ou linha de 
transmissão 
Conforme identificação do Módulo SIGET 
4 
Descrição do Módulo 
De acordo com SIGET 
5 
Classificação 
RB, RBF, DIT, IEG, ICG 
6 
Grupo Equipamento 
De acordo com SIGET 
7 
Tipo de uso 
Apenas para DITs: compartilhado ou exclusivo 
8 
Contrato da Concessionária 
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + “/” 
+ 4 dígitos para identificar o ano) 
9 
Tipo Receita 
RBSE, RPC, RBNI, RCDM, RMEL, RMELP 
10 
Ato da RAP 
Resolução Autorizativa ou Homologatória 
11 
Operação Comercial 
dd/mm/aa 
12 
Tipo de Módulo 
Linha de Transmissão; Subestação – Módulo 
de Manobra, Subestação – Módulo de 
Infraestrutura, Subestação – Módulo de 
Equipamento 
13 
Tipo de Usuário 
G, D ou C 
14 
Tensão do Módulo 
kV 
15 
Tensão Secundária 
kV, se houver 
16 
Arranjo da SE 
BS, BPT, BD4, BD, AN, DJM 
17 
Potência 
MVA ou MVA, se houver 
18 
Tipo de Circuito 
Apenas para LTs: CS, CD, D1, D2 
19 
Tipo de Cabo 
Apenas para LTs 
20 
Extensão da linha 
Apenas para LTs: km 
21 
Valor do Banco de Preços ANEEL 
R$ 
22 
Outras observações 
Informar qualquer excepcionalidade, caso 
haja, por módulo
  CAMPOS  DESCRIÇÃO
1  Código Módulo SIGET  6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de
zeros à esquerda para completar 6 (seis)
dígitos
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que
não tenham sido objeto de avaliação da
ANEEL
2  Código Receita SIGET  6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de
zeros à esquerda para completar 6 (seis)
dígitos
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que
não tenham sido objeto de avaliação da
ANEEL
3  Nome da subestação ou linha de
transmissão  Conforme identificação do Módulo SIGET
4  Descrição do Módulo  De acordo com SIGET
5  Classificação  RB, RBF, DIT, IEG, ICG
6  Grupo Equipamento  De acordo com SIGET
7  Tipo de uso  Apenas para DITs: compartilhado ou exclusivo
8  Contrato da Concessionária  xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + “/”
+ 4 dígitos para identificar o ano)
9  Tipo Receita  RBSE, RPC, RBNI, RCDM, RMEL, RMELP
10  Ato da RAP  Resolução Autorizativa ou Homologatória
11  Operação Comercial  dd/mm/aa
12  Tipo de Módulo  Linha de Transmissão; Subestação – Módulo
de Manobra, Subestação – Módulo de
Infraestrutura, Subestação – Módulo de
Equipamento
13  Tipo de Usuário  G, D ou C
14  Tensão do Módulo  kV
15  Tensão Secundária  kV, se houver
16  Arranjo da SE  BS, BPT, BD4, BD, AN, DJM
17  Potência  MVA ou MVA, se houver
18  Tipo de Circuito  Apenas para LTs: CS, CD, D1, D2
19  Tipo de Cabo  Apenas para LTs
20  Extensão da linha  Apenas para LTs: km
21  Valor do Banco de Preços ANEEL  R$
22  Outras observações  Informar qualquer excepcionalidade, caso
haja, por módulo

Anexo II: Relatório de conciliação Físico-Contábil 
 
II. A: Formulário aplicável à Base Blindada (parcelas de receita R1 ou R3). 
 
 
 
CAMPOS 
DESCRIÇÃO 
Informações Contábeis 
1 
Conta Contábil 
Conforme Elenco de Contas, seguindo 
MCSE 
2 
Número Patrimônio 
Código atribuído pela concessionária 
3 
Digito Incorporação 
Código atribuído pela concessionária 
4 
ODI (Ordem de Imobilização) 
Código atribuído pela concessionária 
5 
TI (Tipo de Instalação) 
Seguir MCPSE 
6 
CM (Centro Modular) 
Seguir MCPSE 
7 
TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) 
Seguir MCPSE 
8 
Denominação do TUC 
Seguir MCPSE 
9 
A1 
Seguir MCPSE 
10 A2 
Seguir MCPSE 
11 A3 
Seguir MCPSE 
12 A4 
Seguir MCPSE 
13 A5 
Seguir MCPSE 
14 A6 
Seguir MCPSE 
15 
Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa, 
Resolução Homologatório, Contrato de 
Concessão) 
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + 
“/” + 4 dígitos para identificar o ano) 
16 Código Módulo SIGET 
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos 
do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade 
de zeros à esquerda para completar 6 (seis) 
dígitos 
17 IdUC 
Código atribuído pela concessionária 
18 UAR 
Código atribuído pela concessionária 
19 Taxa Anual de Depreciação (%) 
Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 
674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-
la) 
20 Descrição Contábil do Bem 
Conforme Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o bem 
21 Quantidade 
Informar quantidade avaliada 
22 Unidade de Medida 
Considerar as unidades previstas no MCPSE 
23 Datas de energização/Capitalização 
(transferência do AIC para o AIS).  
(dd/mm/aa) 
24 Valor Original Contábil (R$) 
Valor efetivamente contabilizado 
25 Depreciação Acumulada (R$) 
R$ 
26 % Depreciação Acumulada 
% 
27 Valor Residual Contábil (R$) 
R$
    CAMPOS  DESCRIÇÃO
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C
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I  1  Conta Contábil  Conforme Elenco de Contas, seguindo
MCSE
  2  Número Patrimônio  Código atribuído pela concessionária
  3  Digito Incorporação  Código atribuído pela concessionária
  4  ODI (Ordem de Imobilização)  Código atribuído pela concessionária
  5  TI (Tipo de Instalação)  Seguir MCPSE
  6  CM (Centro Modular)  Seguir MCPSE
  7  TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)  Seguir MCPSE
  8  Denominação do TUC  Seguir MCPSE
  9  A1  Seguir MCPSE
  10  A2  Seguir MCPSE
  11  A3  Seguir MCPSE
  12  A4  Seguir MCPSE
  13  A5  Seguir MCPSE
  14  A6  Seguir MCPSE
  15  Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,
Resolução Homologatório, Contrato de
Concessão)  xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato +
“/” + 4 dígitos para identificar o ano)
  16  Código Módulo SIGET  6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos
do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade
de zeros à esquerda para completar 6 (seis)
dígitos
  17  IdUC  Código atribuído pela concessionária
  18  UAR  Código atribuído pela concessionária
  19  Taxa Anual de Depreciação (%)  Taxa vigente (%) (Resolução Normativa
674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-
la)
  20  Descrição Contábil do Bem  Conforme Sistema da Empresa, capaz de
identificar o bem
  21  Quantidade  Informar quantidade avaliada
  22  Unidade de Medida  Considerar as unidades previstas no MCPSE
  23  Datas de energização/Capitalização
(transferência do AIC para o AIS).  (dd/mm/aa)
  24  Valor Original Contábil (R$)  Valor efetivamente contabilizado
  25  Depreciação Acumulada (R$)  R$
  26  % Depreciação Acumulada  %
  27  Valor Residual Contábil (R$)  R$

CAMPOS 
DESCRIÇÃO 
Baixas
28 ODD (Ordem de desativação) 
Código atribuído pela concessionária 
29 Data da baixa 
(dd/mm/aa) 
Informações da Base Física  
30 Descrição Técnica do Bem 
Conforma Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o bem 
31 Classe de Tensão 
kV 
32 Reserva Técnica 
S/N 
33 Nome da subestação ou linha de 
transmissão 
Conforme identificação do Módulo SIGET 
34 Nível de tensão da subestação ou linha 
de transmissão 
kV 
35 ODI Engenharia 
Conforma Sistema da Empresa 
Informações 
Complementares 
36 Código do Material 
Conforma Sistema da Empresa 
37 Descrição do Código do Material 
Conforma Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o material 
Resultado da Avaliação  
38 Valor Novo de Reposição - VNR (R$) 
R$ 
39 % do Índice de Aproveitamento 
% 
40 Valor do Índice De não Aproveitamento 
Integral – INA (R$) 
R$ 
41 VNR Menos INA (R$) 
R$ 
42 % Depreciação Acumulada  
% 
43 Depreciação Acumulada – DA (R$) 
R$ 
44 Valor de Mercado em Uso - VMU (R$) 
R$ 
45 Valor do INA Depreciado (R$) 
R$ 
46 Valor da Base de Remuneração - VBR 
(R$) 
R$ 
Formação do Valor Novo de 
Reposição 
47 Valor de Fabrica (VF) do VNR (R$) 
Valor do equipamento principal e impostos 
não recuperáveis 
48 COM Unitário do VNR (%) 
% 
49 COM Unitário do VNR (R$) 
R$ 
50 Valor VF + COM (Unitário) do VNR (R$) 
R$ 
51 Referência Banco de Preços 
 
52 Quantidade 1 
Informar quantidade avaliada 
53 Unidade de Medida 1 
Informar unidade de medida (m, kg, pc, 
m2, etc) 
54 Fator de conversão (Kg/m) 
Preencher apenas para os condutores cuja 
unidade da linha 47 seja kg
    CAMPOS  DESCRIÇÃO
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B  28  ODD (Ordem de desativação)  Código atribuído pela concessionária
  29  Data da baixa  (dd/mm/aa)
a
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B
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I  30  Descrição Técnica do Bem  Conforma Sistema da Empresa, capaz de
identificar o bem
  31  Classe de Tensão  kV
  32  Reserva Técnica  S/N
  33  Nome da subestação ou linha de
transmissão  Conforme identificação do Módulo SIGET
  34  Nível de tensão da subestação ou linha
de transmissão  kV
  35  ODI Engenharia  Conforma Sistema da Empresa
s
e
sr
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n
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mm
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olp
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Io
C  36  Código do Material  Conforma Sistema da Empresa
  37  Descrição do Código do Material  Conforma Sistema da Empresa, capaz de
identificar o material
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A
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lu
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R  38  Valor Novo de Reposição - VNR (R$)  R$
  39  % do Índice de Aproveitamento  %
  40  Valor do Índice De não Aproveitamento
Integral – INA (R$)  R$
  41  VNR Menos INA (R$)  R$
  42  % Depreciação Acumulada  %
  43  Depreciação Acumulada – DA (R$)  R$
  44  Valor de Mercado em Uso - VMU (R$)  R$
  45  Valor do INA Depreciado (R$)  R$
  46  Valor da Base de Remuneração - VBR
(R$)  R$
e
d
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N
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V is
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F  47  Valor de Fabrica (VF) do VNR (R$)  Valor do equipamento principal e impostos
não recuperáveis
  48  COM Unitário do VNR (%)  %
  49  COM Unitário do VNR (R$)  R$
  50  Valor VF + COM (Unitário) do VNR (R$)  R$
  51  Referência Banco de Preços  
  52  Quantidade 1  Informar quantidade avaliada
  53  Unidade de Medida 1  Informar unidade de medida (m, kg, pc,
m2, etc)
  54  Fator de conversão (Kg/m)  Preencher apenas para os condutores cuja
unidade da linha 47 seja kg

CAMPOS 
DESCRIÇÃO 
55 Quantidade 2 
Informar quantidade em metros (m) para 
os condutores e repetir a quantidade da 
linha 46 para os demais bens 
56 Unidade de Medida 2 
Repetir os dados da linha 47 para todos os 
bens, exceto para condutores cuja unidade 
a ser informada deve ser em metros (m) 
57 Total do VF do VNR (R$) 
R$ 
58 Total de COM do VNR (R$) 
R$ 
59 Total de VF mais COM do VNR (R$) 
R$ 
60 Custos Adicionais do VNR (%) 
% 
61 CA sem JOA do VNR (R$) 
R$ 
62 JOA do VNR (%) 
% 
63 JOA do VNR (R$) 
R$ 
Informações Auxiliares 
64 Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil 
Atualizado (V) 
Informar se foi utilizado banco de preços 
(BP) ou se utilizado o Valor Contábil 
Atualizado (V) 
65 Índice Utilizado Para Atualização 
Fórmula ou índice utilizado 
66 Índice na Data-Base 
Nº índice resultante na data-base do 
relatório 
67 Índice na Data de Aquisição 
Nº índice resultante na data de 
incorporação do bem 
68 Fator de Atualização 
 
69 Doação 
S/N 
70 Incorporação de Rede 
S/N 
71 PLPT 
S/N 
72 Status Processo de Regularização 
S/N 
73 Identificador de Linha no Quadro 5 
 
74 Identificador de Linha no Quadro 7 
 
75 Status de Elegibilidade 
S/N 
76 Status de Conciliação 
Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra 
Contábil (SC) 
77 Controle de Abertura Contábil 
 
78 Controle Numeração Física
    CAMPOS  DESCRIÇÃO
  55  Quantidade 2  Informar quantidade em metros (m) para
os condutores e repetir a quantidade da
linha 46 para os demais bens
  56  Unidade de Medida 2  Repetir os dados da linha 47 para todos os
bens, exceto para condutores cuja unidade
a ser informada deve ser em metros (m)
  57  Total do VF do VNR (R$)  R$
  58  Total de COM do VNR (R$)  R$
  59  Total de VF mais COM do VNR (R$)  R$
  60  Custos Adicionais do VNR (%)  %
  61  CA sem JOA do VNR (R$)  R$
  62  JOA do VNR (%)  %
  63  JOA do VNR (R$)  R$
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I  64  Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil
Atualizado (V)  Informar se foi utilizado banco de preços
(BP) ou se utilizado o Valor Contábil
Atualizado (V)
  65  Índice Utilizado Para Atualização  Fórmula ou índice utilizado
  66  Índice na Data-Base  Nº índice resultante na data-base do
relatório
  67  Índice na Data de Aquisição  Nº índice resultante na data de
incorporação do bem
  68  Fator de Atualização  
  69  Doação  S/N
  70  Incorporação de Rede  S/N
  71  PLPT  S/N
  72  Status Processo de Regularização  S/N
  73  Identificador de Linha no Quadro 5  
  74  Identificador de Linha no Quadro 7  
  75  Status de Elegibilidade  S/N
  76  Status de Conciliação  Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra
Contábil (SC)
  77  Controle de Abertura Contábil  
  78  Controle Numeração Física  

II. B: Formulário aplicável à Base Incremental (parcela de receita R4) 
 
 
CAMPOS 
DESCRIÇÃO 
Informações Contábeis 
1 
Conta Contábil 
Conforme Elenco de Contas, seguindo 
MCSE 
2 
Número Patrimônio 
Código atribuído pela concessionária 
3 
Digito Incorporação 
Código atribuído pela concessionária 
4 
ODI (Ordem de Imobilização) 
Código atribuído pela concessionária 
5 
TI (Tipo de Instalação) 
Seguir MCPSE 
6 
CM (Centro Modular) 
Seguir MCPSE 
7 
TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) 
Seguir MCPSE 
8 
Denominação do TUC 
Seguir MCPSE 
9 
A1 
Seguir MCPSE 
10 A2 
Seguir MCPSE 
11 A3 
Seguir MCPSE 
12 A4 
Seguir MCPSE 
13 A5 
Seguir MCPSE 
14 A6 
Seguir MCPSE 
15 
Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa, 
Resolução Homologatória, Contrato de 
Concessão) 
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + 
“/” + 4 dígitos para identificar o ano) 
16 Código Módulo SIGET 
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos 
do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade 
de zeros à esquerda para completar 6 (seis) 
dígitos 
Informar o código 999999 para as unidades 
modulares em operação no ciclo atual que 
não tenham sido objeto de avaliação da 
ANEEL 
17 IdUC 
Código atribuído pela concessionária 
18 UAR 
Código atribuído pela concessionária 
19 Taxa Anual de Depreciação (%) 
Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 
674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-
la) 
20 Descrição Contábil do Bem 
Conforme Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o bem 
21 Quantidade 
Informar quantidade avaliada 
22 Unidade de Medida 
Considerar as unidades previstas no MCPSE 
23 Datas de energização/Capitalização 
(transferência do AIC para o AIS).  
(dd/mm/aa) 
24 Valor Original Contábil (R$) 
Valor efetivamente contabilizado 
25 Depreciação Acumulada (R$) 
R$ 
26 % Depreciação Acumulada 
%
    CAMPOS  DESCRIÇÃO
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n
I  1  Conta Contábil  Conforme Elenco de Contas, seguindo
MCSE
  2  Número Patrimônio  Código atribuído pela concessionária
  3  Digito Incorporação  Código atribuído pela concessionária
  4  ODI (Ordem de Imobilização)  Código atribuído pela concessionária
  5  TI (Tipo de Instalação)  Seguir MCPSE
  6  CM (Centro Modular)  Seguir MCPSE
  7  TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)  Seguir MCPSE
  8  Denominação do TUC  Seguir MCPSE
  9  A1  Seguir MCPSE
  10  A2  Seguir MCPSE
  11  A3  Seguir MCPSE
  12  A4  Seguir MCPSE
  13  A5  Seguir MCPSE
  14  A6  Seguir MCPSE
  15  Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,
Resolução Homologatória, Contrato de
Concessão)  xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato +
“/” + 4 dígitos para identificar o ano)
  16  Código Módulo SIGET  6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos
do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade
de zeros à esquerda para completar 6 (seis)
dígitos
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que
não tenham sido objeto de avaliação da
ANEEL
  17  IdUC  Código atribuído pela concessionária
  18  UAR  Código atribuído pela concessionária
  19  Taxa Anual de Depreciação (%)  Taxa vigente (%) (Resolução Normativa
674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-
la)
  20  Descrição Contábil do Bem  Conforme Sistema da Empresa, capaz de
identificar o bem
  21  Quantidade  Informar quantidade avaliada
  22  Unidade de Medida  Considerar as unidades previstas no MCPSE
  23  Datas de energização/Capitalização
(transferência do AIC para o AIS).  (dd/mm/aa)
  24  Valor Original Contábil (R$)  Valor efetivamente contabilizado
  25  Depreciação Acumulada (R$)  R$
  26  % Depreciação Acumulada  %

CAMPOS 
DESCRIÇÃO 
27 Valor Residual Contábil (R$) 
R$ 
Baixas
28 ODD (Ordem de desativação) 
Código atribuído pela concessionária 
29 Data da baixa 
(dd/mm/aa) 
Informações da Base Física  
30 Descrição Técnica do Bem 
Conforma Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o bem 
31 Classe de Tensão 
kV 
32 Reserva Técnica 
S/N 
33 Nome da subestação ou linha de 
transmissão 
Conforme identificação do Módulo SIGET 
34 Nível de tensão da subestação ou linha 
de transmissão 
kV 
35 ODI Engenharia 
Conforma Sistema da Empresa 
Informações 
Complementares 
36 Código do Material 
Conforma Sistema da Empresa 
37 Descrição do Código do Material 
Conforma Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o material 
Informações Auxiliares 
38 Doação 
S/N 
39 Incorporação de Rede 
S/N 
40 PLPT 
S/N 
41 Status Processo de Regularização 
S/N 
42 Identificador de Linha no Quadro 5 
 
43 Identificador de Linha no Quadro 7 
 
44 Status de Elegibilidade 
S/N 
45 Status de Conciliação 
Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra 
Contábil (SC) 
46 Controle de Abertura Contábil 
 
47 Controle Numeração Física
    CAMPOS  DESCRIÇÃO
  27  Valor Residual Contábil (R$)  R$
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B  28  ODD (Ordem de desativação)  Código atribuído pela concessionária
  29  Data da baixa  (dd/mm/aa)
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I  30  Descrição Técnica do Bem  Conforma Sistema da Empresa, capaz de
identificar o bem
  31  Classe de Tensão  kV
  32  Reserva Técnica  S/N
  33  Nome da subestação ou linha de
transmissão  Conforme identificação do Módulo SIGET
  34  Nível de tensão da subestação ou linha
de transmissão  kV
  35  ODI Engenharia  Conforma Sistema da Empresa
s
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C  36  Código do Material  Conforma Sistema da Empresa
  37  Descrição do Código do Material  Conforma Sistema da Empresa, capaz de
identificar o material
s
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I  38  Doação  S/N
  39  Incorporação de Rede  S/N
  40  PLPT  S/N
  41  Status Processo de Regularização  S/N
  42  Identificador de Linha no Quadro 5  
  43  Identificador de Linha no Quadro 7  
  44  Status de Elegibilidade  S/N
  45  Status de Conciliação  Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra
Contábil (SC)
  46  Controle de Abertura Contábil  
  47  Controle Numeração Física  

II. C: Formulário aplicável à Base de ativos indenizada (parcelas de receita R2): 
 
 
CAMPOS 
DESCRIÇÃO 
Informações Contábeis 
1 
Conta Contábil 
Conforme Elenco de Contas, seguindo 
MCSE 
2 
Número Patrimônio 
Código atribuído pela concessionária 
3 
Digito Incorporação 
Código atribuído pela concessionária 
4 
ODI (Ordem de Imobilização) 
Código atribuído pela concessionária 
5 
TI (Tipo de Instalação) 
Seguir MCPSE 
6 
CM (Centro Modular) 
Seguir MCPSE 
7 
TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) 
Seguir MCPSE 
8 
Denominação do TUC 
Seguir MCPSE 
9 
A1 
Seguir MCPSE 
10 A2 
Seguir MCPSE 
11 A3 
Seguir MCPSE 
12 A4 
Seguir MCPSE 
13 A5 
Seguir MCPSE 
14 A6 
Seguir MCPSE 
15 
Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa, 
Resolução Homologatório, Contrato de 
Concessão) 
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + 
“/” + 4 dígitos para identificar o ano) 
16 Código Módulo SIGET 
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos 
do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade 
de zeros à esquerda para completar 6 (seis) 
dígitos 
17 IdUC 
Código atribuído pela concessionária 
18 UAR 
Código atribuído pela concessionária 
19 Taxa Anual de Depreciação (%) 
Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 
674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-
la) 
20 Descrição Contábil do Bem 
Conforme Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o bem 
21 Quantidade 
Informar quantidade avaliada 
22 Unidade de Medida 
Considerar as unidades previstas no MCPSE 
23 Datas de energização/Capitalização 
(transferência do AIC para o AIS).  
(dd/mm/aa) 
24 Valor Original Contábil (R$) 
Valor efetivamente contabilizado 
25 Depreciação Acumulada (R$) 
R$ 
26 % Depreciação Acumulada 
% 
27 Valor Residual Contábil (R$) 
R$ 
Baixas 
28 ODD (Ordem de desativação) 
Código atribuído pela concessionária 
29 Data da baixa 
(dd/mm/aa)
    CAMPOS  DESCRIÇÃO
s
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b
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C
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I  1  Conta Contábil  Conforme Elenco de Contas, seguindo
MCSE
  2  Número Patrimônio  Código atribuído pela concessionária
  3  Digito Incorporação  Código atribuído pela concessionária
  4  ODI (Ordem de Imobilização)  Código atribuído pela concessionária
  5  TI (Tipo de Instalação)  Seguir MCPSE
  6  CM (Centro Modular)  Seguir MCPSE
  7  TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)  Seguir MCPSE
  8  Denominação do TUC  Seguir MCPSE
  9  A1  Seguir MCPSE
  10  A2  Seguir MCPSE
  11  A3  Seguir MCPSE
  12  A4  Seguir MCPSE
  13  A5  Seguir MCPSE
  14  A6  Seguir MCPSE
  15  Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,
Resolução Homologatório, Contrato de
Concessão)  xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato +
“/” + 4 dígitos para identificar o ano)
  16  Código Módulo SIGET  6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos
do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade
de zeros à esquerda para completar 6 (seis)
dígitos
  17  IdUC  Código atribuído pela concessionária
  18  UAR  Código atribuído pela concessionária
  19  Taxa Anual de Depreciação (%)  Taxa vigente (%) (Resolução Normativa
674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-
la)
  20  Descrição Contábil do Bem  Conforme Sistema da Empresa, capaz de
identificar o bem
  21  Quantidade  Informar quantidade avaliada
  22  Unidade de Medida  Considerar as unidades previstas no MCPSE
  23  Datas de energização/Capitalização
(transferência do AIC para o AIS).  (dd/mm/aa)
  24  Valor Original Contábil (R$)  Valor efetivamente contabilizado
  25  Depreciação Acumulada (R$)  R$
  26  % Depreciação Acumulada  %
  27  Valor Residual Contábil (R$)  R$
s
a
x
ia
B  28  ODD (Ordem de desativação)  Código atribuído pela concessionária
  29  Data da baixa  (dd/mm/aa)

CAMPOS 
DESCRIÇÃO 
Informações da Base Física  
30 Descrição Técnica do Bem 
Conforma Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o bem 
31 Classe de Tensão 
kV 
32 Reserva Técnica 
S/N 
33 Nome da subestação ou linha de 
transmissão 
Conforme identificação do Módulo SIGET 
34 Nível de tensão da subestação ou linha 
de transmissão 
kV 
35 ODI Engenharia 
Conforma Sistema da Empresa 
Informações 
Complementares 
36 Código do Material 
Conforma Sistema da Empresa 
37 Descrição do Código do Material 
Conforma Sistema da Empresa, capaz de 
identificar o material 
Informações Auxiliares 
38 Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil 
Atualizado (V) 
Informar se foi utilizado banco de preços 
(BP) ou se utilizado o Valor Contábil 
Atualizado (V) 
39 Índice Utilizado Para Atualização 
Fórmula ou índice utilizado 
40 Índice na Data-Base 
Nº índice resultante na data-base do 
relatório 
41 Índice na Data de Aquisição 
Nº índice resultante na data de 
incorporação do bem 
42 Fator de Atualização 
 
43 Doação 
S/N 
44 Incorporação de Rede 
S/N 
45 PLPT 
S/N 
46 Status Processo de Regularização 
S/N 
47 Identificador de Linha no Quadro 5 
 
48 Identificador de Linha no Quadro 7 
 
49 Status de Elegibilidade 
S/N 
50 Status de Conciliação 
Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra 
Contábil (SC) 
51 Controle de Abertura Contábil 
 
52 Controle Numeração Física
    CAMPOS  DESCRIÇÃO
a
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B
a
d
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I  30  Descrição Técnica do Bem  Conforma Sistema da Empresa, capaz de
identificar o bem
  31  Classe de Tensão  kV
  32  Reserva Técnica  S/N
  33  Nome da subestação ou linha de
transmissão  Conforme identificação do Módulo SIGET
  34  Nível de tensão da subestação ou linha
de transmissão  kV
  35  ODI Engenharia  Conforma Sistema da Empresa
s
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C  36  Código do Material  Conforma Sistema da Empresa
  37  Descrição do Código do Material  Conforma Sistema da Empresa, capaz de
identificar o material
s
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I  38  Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil
Atualizado (V)  Informar se foi utilizado banco de preços
(BP) ou se utilizado o Valor Contábil
Atualizado (V)
  39  Índice Utilizado Para Atualização  Fórmula ou índice utilizado
  40  Índice na Data-Base  Nº índice resultante na data-base do
relatório
  41  Índice na Data de Aquisição  Nº índice resultante na data de
incorporação do bem
  42  Fator de Atualização  
  43  Doação  S/N
  44  Incorporação de Rede  S/N
  45  PLPT  S/N
  46  Status Processo de Regularização  S/N
  47  Identificador de Linha no Quadro 5  
  48  Identificador de Linha no Quadro 7  
  49  Status de Elegibilidade  S/N
  50  Status de Conciliação  Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra
Contábil (SC)
  51  Controle de Abertura Contábil  
  52  Controle Numeração Física  

Anexo III: Custo Unitário de cada produto por concessionária 
 
 
Empresa 
 
𝐑$
𝐤𝐦 𝐑𝐞𝐝𝐞< 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕 
𝐑$
𝐤𝐦 𝐑𝐞𝐝𝐞≥𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕 
𝐑$
𝐏𝐨𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚 𝐀𝐩𝐚𝐫𝐞𝐧𝐭𝐞 
𝐑$
𝐏𝐨𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚 𝐑𝐞𝐚𝐭𝐢𝐯𝐚 
𝐑$
(𝐔𝐧𝐝𝐓𝐑 𝐞 𝐑𝐓+ 𝐌𝐨𝐝𝐝 𝐞𝐪) < 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕 
𝐑$
(𝐔𝐧𝐝𝐓𝐑 𝐞 𝐑𝐓+ 𝐌𝐨𝐝𝐝 𝐞𝐪) ≥𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕 
𝐑$
(𝐌𝐨𝐝𝐌𝐚𝐧𝐨𝐛𝐫𝐚) < 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕 
𝐑$
(𝐌𝐨𝐝𝐌𝐚𝐧𝐨𝐛𝐫𝐚) ≥𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕 
𝐑$
𝐓𝐞𝐦𝐩𝐨 𝐝𝐞 𝐈𝐧𝐝𝐢𝐬𝐩𝐨𝐧𝐢𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝𝐞 
CTEEP CC 059/2001 
 1.875,00 2.500,00 1.955,79 
1.055,27 240.606,15 320.808,20 56.250,00 75.000,00 
513,96 
CEMIG-GT CC 006/1997 
 1.875,00 2.500,00 
800,00 
400,00 387.806,93 517.075,91 56.250,00 75.000,00 
827,03 
CEEE-GT CC 055/2001 
 1.875,00 2.500,00 
800,00 
400,00 387.806,93 517.075,91 56.250,00 75.000,00 
827,03 
CELG G&T CC 063/2001 
 6.177,04 8.236,05 
800,00 
400,00 
15.000,00 
75.000,00 15.000,00 75.000,00 
0,00 
COPEL-GT CC 060/2001 
 1.875,00 2.500,00 
800,00 
400,00 387.806,93 517.075,91 56.250,00 75.000,00 
827,03 
CHESF CC 061/2001 
 1.875,00 2.500,00 
800,00 
400,00 387.806,93 517.075,91 56.250,00 75.000,00 
827,03 
FURNAS CC 062/2001 
 1.875,00 2.500,00 2.000,00 
4.000,00 
64.807,94 303.457,35 
6.069,15 30.345,73 
0,00 
ELETROSUL CC 057/2001 
 6.375,00 8.500,00 2.000,00 
1.000,00 
33.136,13 165.680,63 56.250,00 75.000,00 
311,61 
ELETRONORTE CC 058/2001 
 1.875,00 2.500,00 
800,00 
400,00 420.041,41 560.055,21 11.201,10 56.005,52 
667,14 
Referência de preço: junho de 2018.
Empresa                  𝐕
𝐤
𝟎
𝟑
𝟐
$ <
𝐑
𝐞
𝐝
𝐞
𝐑
𝐦
𝐤          𝐕
𝐤
𝟎
𝟑
𝟐
$ ≥
𝐑
𝐞
𝐝
𝐞
𝐑
𝐦
𝐤          𝐞
𝐭
𝐧
𝐞
𝐫
𝐚
𝐩
$ 𝐀
𝐑
𝐚
𝐢
𝐜
𝐧
ê
𝐭
𝐨
𝐏          𝐚
𝐯
𝐢
𝐭
𝐚
𝐞
𝐑
$
𝐑 𝐚
𝐢
𝐜
𝐧
ê
𝐭
𝐨
𝐏          𝐕
𝐤
𝟎
𝟑
𝟐
<
)
𝐪
𝐞
𝐝
𝐝
$ 𝐨
𝐑
𝐌
+
𝐓
𝐑
𝐞
𝐑
𝐓
𝐝
𝐧
𝐔
(          𝐕
𝐤
𝟎
𝟑
𝟐
≥
)
𝐪
𝐞
𝐝
𝐝
$ 𝐨
𝐑
𝐌
+
𝐓
𝐑
𝐞
𝐑
𝐓
𝐝
𝐧
𝐔
(          𝐕
𝐤
𝟎
𝟑
𝟐
<
$ )
𝐑 𝐚
𝐫
𝐛
𝐨
𝐧
𝐚
𝐌
𝐝
𝐨
𝐌
(          𝐕
𝐤
𝟎
𝟑
𝟐
≥
$ )
𝐑 𝐚
𝐫
𝐛
𝐨
𝐧
𝐚
𝐌
𝐝
𝐨
𝐌
(          𝐞
𝐝
𝐚
𝐝
𝐢
𝐥
𝐢
𝐛
𝐢
𝐧
𝐨
𝐩
$ 𝐬
𝐑 𝐢
𝐝
𝐧
𝐈
𝐞
𝐝
𝐨
𝐩
𝐦
𝐞
𝐓    
CTEEP CC 059/2001      1.875,00                  2.500,00          1.955,79          1.055,27          240.606,15          320.808,20          56.250,00          75.000,00          513,96        
  CEMIG-GT CC 006/1997              1.875,00          2.500,00          800,00          400,00          387.806,93          517.075,91          56.250,00          75.000,00          827,03      
CEEE-GT CC 055/2001      1.875,00                  2.500,00          800,00          400,00          387.806,93          517.075,91          56.250,00          75.000,00          827,03        
  CELG G&T CC 063/2001              6.177,04          8.236,05          800,00          400,00          15.000,00          75.000,00          15.000,00          75.000,00          0,00      
COPEL-GT CC 060/2001      1.875,00                  2.500,00          800,00          400,00          387.806,93          517.075,91          56.250,00          75.000,00          827,03        
  CHESF CC 061/2001              1.875,00          2.500,00          800,00          400,00          387.806,93          517.075,91          56.250,00          75.000,00          827,03      
FURNAS CC 062/2001      1.875,00                  2.500,00          2.000,00          4.000,00          64.807,94          303.457,35          6.069,15          30.345,73          0,00        
  ELETROSUL CC 057/2001              6.375,00          8.500,00          2.000,00          1.000,00          33.136,13          165.680,63          56.250,00          75.000,00          311,61      
ELETRONORTE CC 058/2001      1.875,00                  2.500,00          800,00          400,00          420.041,41          560.055,21          11.201,10          56.005,52          667,14