VOTO 
 
PROCESSO: 48500.000729/2020-23. 
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão de energia elétrica. 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva. 
RESPONSÁVEL: Diretoria. 
ASSUNTO: Pedidos de Reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.725/2020, 
que estabeleceu as Receitas Anuais Permitidas pela disponibilização das instalações de transmissão, 
referentes ao período de 1º de julho de 2020 a 30 de junho de 2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
A Resolução Homologatória nº 2.7251, de 14 de julho de 2020, estabeleceu as Receitas 
Anuais Permitidas (RAP) pela disponibilização das instalações sob responsabilidade de concessionárias de 
serviço público de transmissão de energia elétrica para o período de 1º de julho de 2020 a 30 de junho de 
2021. 
2. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 30/2020, realizada em 3 de agosto de 2020, fui 
designada relatora dos Pedidos de Reconsideração, conforme documentos listados na Tabela I, a seguir. 
Tabela 1 – Pedidos de Reconsideração interposto em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020. 
Recorrente 
Nº SIC do Pedido de 
Reconsideração 
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DAS EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – 
ABRATE 
48581.001974/2020-00 
AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S/A – AFLUENTE-T 
48513.019966/2020-00 
ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ARGO 
48513.020123/2020-00 
CELEO REDES BRASIL S.A. – CELEO REDES BRASIL 
48513.020143/2020-00 
CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A. – CELESC D 
48513.019993/2020-00 
CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S. A. – CELG GT 
48513.020126/2020-00 
CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S/A – CEMIG-GT 
48513.020110/2020-00 
 
1 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202725.pdf.
Recorrente    Nº SIC do Pedido de  
    Reconsideração  
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DAS EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA –
ABRATE  48581.001974/2020-00    
AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S/A – AFLUENTE-T  48513.019966/2020-00    
ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ARGO  48513.020123/2020-00    
CELEO REDES BRASIL S.A. – CELEO REDES BRASIL  48513.020143/2020-00    
CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A. – CELESC D  48513.019993/2020-00    
CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S. A. – CELG GT  48513.020126/2020-00    
CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S/A – CEMIG-GT  48513.020110/2020-00    

Recorrente 
Nº SIC do Pedido de 
Reconsideração 
CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE 
48513.020142/2020-00 
COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO 
BRASIL – CGT ELETROSUL 
48513.020132/2020-00 
COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELETRICA – 
CEEE-GT 
48513.020104/2020-00 
COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO – CHESF 
48513.020061/2020-00 
COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO – TRANSIRAPE 
48513.019956/2020-00 
COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO – TRANSLESTE 
48513.019953/2020-00 
COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO – TRANSUDESTE 
48513.019955/2020-00 
CONSELHO DE CONSUMIDORES DA ÁREA DE CONCESSÃO DA ENERGISA – CONCEN 
48513.020115/2020-00 
COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – COPEL-GT 
48513.020129/2020-00 
COMPANHIA PAULISTA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – ISA CTEEP 
48513.020130/2020-00 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE NORDESTE S.A – IENNE 
EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA. – EVRECY 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S.A – IE JAPI 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA MINAS GERAIS S.A – IEMG 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL – IESUL 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A – IE PINHEIROS 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A – IE ITAPURA 
EMPRESA BRASILEIRA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EBTE 
48513.019942/2020-00 
EDP TRANSMISSÃO MA II S.A. – EDP MA II 
48513.019999/2020-00 
EMPRESA AMAZONENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EATE 
48513.019939/2020-00 
EMPRESA CATARINENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ECTE 
48513.019944/2020-00 
EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EDTE 
48513.019946/2020-00 
EMPRESA NORTE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ENTE 
48513.019947/2020-00 
EMPRESA SANTOS DUMONT DE ENERGIA S.A. – ESDE 
48513.019948/2020-00 
EMPRESA PARAENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ETEP 
48513.019949/2020-00 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A. – ETSE 
48513.019950/2020-00 
EMPRESA REGIONAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ERTE 
48513.019996/2020-00 
48513.019997/2020-00 
EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A. – ETC 
48513.020136/2020-00 
ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – ESPERANZA 
48513.020090/2020-00 
ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – ODOYÁ 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A. – EQUATORIAL 2  
48513.020109/2020-00 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A. – EQUATORIAL 8 
FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. – FURNAS 
48513.020088/2020-00 
LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – LTTE 
48513.020147/2020-00 
48513.022757/2020-00 
LUMITRANS - COMPANHIA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA – LUMITRANS  
48513.019951/2020-00 
RIALMA TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A. – RIALMA II 
48513.020103/2020-00 
SISTEMA DE TRANSMISSÃO CATARINENSE S.A. – STC 
48513.019952/2020-00 
SISTEMA DE TRANSMISSÃO NORDESTE S.A. – STN 
48513.019606/2020-00 
TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. – TAESA 
48513.020133/2020-00 
TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A. – TESB 
48513.020125/2020-00 
TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A. – JMM 
48513.020138/2020-00
Recorrente    Nº SIC do Pedido de  
    Reconsideração  
CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE  48513.020142/2020-00    
COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO
BRASIL – CGT ELETROSUL  48513.020132/2020-00    
COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELETRICA –
CEEE-GT  48513.020104/2020-00    
COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO – CHESF  48513.020061/2020-00    
COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO – TRANSIRAPE  48513.019956/2020-00    
COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO – TRANSLESTE  48513.019953/2020-00    
COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO – TRANSUDESTE  48513.019955/2020-00    
CONSELHO DE CONSUMIDORES DA ÁREA DE CONCESSÃO DA ENERGISA – CONCEN  48513.020115/2020-00    
COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – COPEL-GT  48513.020129/2020-00    
COMPANHIA PAULISTA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – ISA CTEEP  48513.020130/2020-00    
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE NORDESTE S.A – IENNE      
EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA. – EVRECY      
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S.A – IE JAPI      
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA MINAS GERAIS S.A – IEMG      
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL – IESUL      
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A – IE PINHEIROS      
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A – IE ITAPURA      
EMPRESA BRASILEIRA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EBTE  48513.019942/2020-00    
EDP TRANSMISSÃO MA II S.A. – EDP MA II  48513.019999/2020-00    
EMPRESA AMAZONENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EATE  48513.019939/2020-00    
EMPRESA CATARINENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ECTE  48513.019944/2020-00    
EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EDTE  48513.019946/2020-00    
EMPRESA NORTE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ENTE  48513.019947/2020-00    
EMPRESA SANTOS DUMONT DE ENERGIA S.A. – ESDE  48513.019948/2020-00    
EMPRESA PARAENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ETEP  48513.019949/2020-00    
EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A. – ETSE  48513.019950/2020-00    
EMPRESA REGIONAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ERTE  48513.019996/2020-00
48513.019997/2020-00    
EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A. – ETC  48513.020136/2020-00    
ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – ESPERANZA  48513.020090/2020-00    
ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – ODOYÁ      
EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A. – EQUATORIAL 2  48513.020109/2020-00    
EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A. – EQUATORIAL 8      
FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. – FURNAS  48513.020088/2020-00    
LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – LTTE  48513.020147/2020-00    
  48513.022757/2020-00    
LUMITRANS - COMPANHIA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA – LUMITRANS  48513.019951/2020-00    
RIALMA TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A. – RIALMA II  48513.020103/2020-00    
SISTEMA DE TRANSMISSÃO CATARINENSE S.A. – STC  48513.019952/2020-00    
SISTEMA DE TRANSMISSÃO NORDESTE S.A. – STN  48513.019606/2020-00    
TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. – TAESA  48513.020133/2020-00    
TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A. – TESB  48513.020125/2020-00    
TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A. – JMM  48513.020138/2020-00    

3. 
Por meio do Memorando nº 242/2020-ASD/ANEEL2, de 7 de agosto de 2020, minha 
assessoria solicitou à Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) manifestação técnica quanto aos 
Pedidos de Reconsideração. 
4. 
Em 2 de outubro de 2020, a SGT emitiu a Nota Técnica nº 189/2020-SGT/ANEEL3 propondo 
a retificação da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020. 
5. 
Em 17 de novembro de 2020, mediante o Despacho nº 3.2194, a Diretoria Colegiada da 
ANEEL decidiu dar provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pelas transmissoras Argo, EDTE 
e Rialma II em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, e rever de ofício erros apontados nas 
petições5 interpostas pelas transmissoras PTE, SPE Santa Maria e Evoltz VII. Ademais, foram realizadas 
retificações na Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, conforme recomendado na Nota Técnica nº 
189/2020-SGT/ANEEL. 
6. 
Por meio do Despacho nº 3.2186, também de 17 de novembro de 2020, a Diretoria 
Colegiada da ANEEL decidiu negar provimento aos Pedidos de Reconsideração com Pedido de Medida 
Cautelar interpostos pelas transmissoras Odoyá, Esperanza e JMM. 
7. 
Em 7 de junho de 2021, mediante a Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL7, a SGT 
apresentou sua análise dos Pedidos de Reconsideração. 
8. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
9. 
Trata-se de Pedidos de Reconsideração em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 
2020, que estabeleceu as Receitas Anuais Permitidas (RAP) pela disponibilização das instalações sob 
 
2 Documento Sicnet nº 48575.003727/2020-00. 
3 Documento Sicnet nº 48581.001647/2020-00 
4 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20203219.pdf. 
5 Documentos Sicnet nos 48513.021350/2020-00, 48513.020383/2020-00 e 48513.027790/2020. 
6 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20203218.pdf. 
7 Documento Sicnet nº 48581.000876/2021-00.

responsabilidade de concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica para o período 
de 1º de julho de 2020 a 30 de junho de 2021.  
10. 
Diante do que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido de conhecer dos 
Pedidos de Reconsideração e, no mérito, dar provimento a parte deles, como detalhado na Nota Técnica 
nº 112/2021-SGT/ANEEL e ao longo desta análise. 
II.1 – Da admissibilidade 
11. 
Conforme estabelecido no artigo 488 da Norma de Organização ANEEL nº 001, aprovada 
pela Resolução Normativa nº 2739, de 10 de julho de 2007, o prazo recursal é de 10 (dez) dias, contados 
a partir da cientificação oficial. 
12. 
A Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, foi publicada no Diário Oficial no dia 15 de 
julho de 2020 (quarta-feira). O prazo recursal teve início em 16 de julho de 2020 (quinta-feira) e término 
em 27 de julho de 2020 (segunda-feira), primeiro dia útil após a contagem de prazo. As recorrentes 
interpuseram os Pedidos de Reconsideração tempestivamente e, portanto, os recursos merecem ser 
conhecidos. 
II.2 – Do mérito 
13. 
Inicialmente, cabe esclarecer que a Diretoria Colegiada da ANEEL, por meio dos Despachos 
nº 3.218 e 3.219, de 2020, negou provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pelas 
transmissoras Odoyá, Esperanza e JMM, e deu provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos 
pela Argo, EDTE e Rialma II. 
14. 
Além disso, as retificações nos Anexos I a VI da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, 
aprovadas pelo Despacho nº 3.219, de 2020: (i) corrigiram os erros apontados pelas transmissoras ETIM10, 
Evoltz VII, PTE e SPE Santa Maria; (ii) comtemplaram os Pedidos de Reconsideração da Equatorial 8, da 
Taesa, referente ao Contrato de Concessão nº 017/2016, e da Eletronorte, em relação ao Contrato de 
 
8 Art. 48. Ressalvada disposição legal específica, é de (10) dez dias o prazo para interposição de recurso, contado a partir da 
cientificação oficial, nos termos dos §§ 3º e 4º do art. 39 desta Norma. 
9 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/bren2007273.pdf. 
10 Apontado no documento Sicnet nº 48513.025179/2020-00.

Concessão nº 007/2008; e (iii) atenderam parcialmente aos Pedidos de Reconsideração das transmissoras 
EATE, Ienne e Chesf. 
15. 
Assim, os pleitos já tratados no âmbito dos Despachos nº 3.218 e 3.219, de 2020, não fazem 
parte da análise ora apresentada. Ademais, a análise detalhada dos Pedidos de Reconsideração consta da 
Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL. 
16. 
Dessa forma, destaco apenas os principais aspectos do mérito dos demais pedidos, 
estruturados em onze itens, a saber: (i) dos valores de encargos de uso decorrentes de rescisões 
contratuais; (ii) dos custos incorridos na elaboração dos relatórios de avaliação da Base Incremental e de 
Conciliação Físico-Contábil; (iii) do estabelecimento de receitas para melhorias de pequeno porte em 
concessões licitadas; (iv) da metodologia de cálculo dos adicionais de RAP referentes a melhorias 
autorizadas sem estabelecimento prévio de receita; (v) das parcelas de receita de equipamentos 
substituídos ou retirados de operação; (vi) das melhorias sem estabelecimento prévio de RAP de 
concessões prorrogadas; (vii) do pedido de reconsideração interposto pelo Concen; (viii) da forma de 
atualização das Parcelas de Ajuste; (ix) das correções de erros materiais; (x) de outros pedidos fora do 
escopo da análise; e (xi) dos resultados da análise dos recursos. 
II.2.1 – Dos valores de encargos de uso decorrentes de rescisões contratuais 
17. 
Em função da rescisão do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) nº 101/2017, 
da Myrtos Geração de Energia S.A., responsável pela UTE Termoirapé I, o Operador Nacional do Sistema 
Elétrico (ONS) emitiu Avisos de Crédito (AVC) complementares11 com os Encargos de Uso do Sistema de 
Transmissão (EUST) a serem recebidos pelas transmissoras em decorrência da aplicação do parágrafo 6º12 
do artigo 5º da Resolução Normativa nº 66613, de 23 de junho de 2015. Assim, as transmissoras foram 
autorizadas a faturar e receber da Myrtos Geração de Energia S.A.  os EUST referentes aos três anos 
subsequentes à data da rescisão. 
18. 
Entretanto, à época em que os AVC foram emitidos, os valores complementares apurados 
não foram considerados no cálculo da Parcela de Ajuste (PA) das transmissoras. Dessa forma, por meio 
 
11 Conforme informado pelo ONS por meio da Carta ONS 0759/DTA/2019, de 02/12/2019 (SIC nº 48581.001918/2020-00). 
12 § 6º Em caso de rescisão do CUST, antes do fim da outorga dos usuários de que trata o caput, serão devidos os EUST referentes 
aos 3 (três) anos subsequentes à data da rescisão ou do início de execução do CUST, caso o contrato ainda não esteja em 
execução. 
13 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015666.pdf.

da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, foram homologadas Parcelas de Ajuste complementares 
a fim de considerar a devida apuração dos valores associados à rescisão do CUST nº 101/2017, de acordo 
com a Resolução Normativa nº 666, de 2015, e com as informações encaminhadas pelo ONS. 
19. 
Contudo, 24 (vinte e quatro)14 concessionárias de transmissão interpuseram Pedidos de 
Reconsideração com questionamentos sobre esse tema. As recorrentes alegam que a Myrtos não realizou 
o pagamento dos encargos de uso. Para as transmissoras, a emissão dos Avisos de Crédito (AVC) pelo ONS 
não garante o recebimento dos valores. Por isso, solicitam que os montantes não sejam considerados no 
cálculo das Parcelas de Ajuste.  
20. 
Todavia, o item 2615 do Submódulo 9.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária 
(Proret)16, estabelecem que a Parcela de Ajuste deve refletir as diferenças entre os duodécimos da RAP, 
estabelecida pela ANEEL, e os valores dos AVC, emitidos pelo ONS.  
21. 
Dessa forma, de acordo com a regulamentação vigente, os valores dos encargos de uso a 
serem utilizados pela ANEEL no cálculo das Parcelas de Ajuste são aqueles constantes dos AVC emitidos 
pelo ONS e não os valores efetivamente faturados e recebidos pelas transmissoras. Logo, não cabe 
provimento aos pedidos em sentido contrário. 
22. 
As recorrentes alegam ainda que os valores questionados possuem característica intrínseca 
de penalidade, decorrente da rescisão do CUST por inadimplemento do usuário, e, portanto, não 
correspondem a uma receita decorrente da prestação de serviços de transmissão. Nesse sentido, 
defendem que esses valores não deveriam ser incluídos nas Parcelas de Ajuste. 
23. 
Entretanto, o objetivo do ressarcimento que consta no parágrafo 6º do artigo 5º da 
Resolução Normativa nº 666, de 2015, é remunerar o serviço de transmissão que havia sido contratado, 
em período equivalente aos três anos subsequentes à rescisão do CUST. A cobrança desse encargo busca 
reduzir os valores que serão assumidos pelos usuários remanescentes da rede em consequência da 
rescisão contratual do gerador. 
 
14 CEEE-GT, Celg-GT, CGT Eletrosul, CTEEP, EATE, EBTE, ECTE, ENTE, ERTE, ESDE, ETEP, ETSE, Evrecy, IEItapura, IEJapi, IEMG, 
Ienne, IE Pinheiros, IE Sul, Lumitrans, STC, Transirapé, Transleste e Transudeste. 
15 26. A Parcela de Ajuste – PA reflete as diferenças entre os duodécimos da RAP, estabelecida pela ANEEL, e os valores dos Avisos de 
Crédito – AVC, emitidos pelo ONS. A PA é calculada pela ANEEL ao final do ciclo i-1 e considerada no ciclo i. 
16 Disponível em https://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.

24. 
Desse modo, os encargos apurados em decorrência de rescisões de CUST e em 
conformidade com o parágrafo 6º do artigo 5º da Resolução Normativa nº 666, de 2015, devem ser 
considerados no cálculo da PA Apuração, juntamente com os demais EUST pagos pelos usuários. Por esse 
motivo, entendo que os argumentos das recorrentes não devem prosperar.  
II.2.2 – Dos custos incorridos na elaboração dos relatórios de avaliação da Base Incremental e de 
Conciliação Físico-Contábil 
25. 
Os Pedidos de Reconsideração de oito transmissoras17 requerem ressarcimento, via Parcela 
de Ajuste, dos custos de elaboração dos relatórios de avaliação da Base Incremental e de Conciliação 
Físico-Contábil, previstos no Submódulo 9.2 do Proret. Entretanto, não existe previsão regulatória de 
ressarcimento desses valores. Logo, os pleitos não devem ser acatados. 
II.2.3 – Do estabelecimento de receitas para melhorias de pequeno porte em concessões licitadas 
26. 
A Abrate, o grupo Celeo Redes Brasil e a transmissora Equatorial 2 solicitaram, em seus 
Pedidos de Reconsideração, o reconhecimento das receitas relativas a melhorias de pequeno porte 
realizadas em concessões licitadas. 
27. 
Contudo, a Resolução Normativa nº 88018, de 7 de abril de 2020, alterou os Submódulos 
9.1, 9.2 e 9.7 do Proret e a Resolução Normativa n° 443, de 26 de julho de 2011, vigente à época, a fim de 
esclarecer que somente deve ser estabelecida receita adicional pela implantação de melhorias de 
pequeno porte em instalações de transmissão que integram concessão cuja base de ativos passa por 
revisão periódica. Desse modo, as transmissoras com concessões licitadas não recebem receita adicional 
para melhorias de pequeno porte realizadas nas instalações originais dos seus Contratos de Concessão. 
28. 
Importante destacar que os Recursos Administrativos interpostos em face da Resolução 
Normativa nº 880, de 2020, são objeto do Processo nº 48500.000703/2017-80. Assim, no âmbito deste 
processo, não cabe a análise do mérito da matéria e, portanto, o pleito das transmissoras deve ser 
indeferido. 
 
17 EATE, EBTE, ECTE, ENTE, ERTE, ETEP, Lumitrans e STC. 
18 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020880.pdf.

II.2.4 – Da metodologia de cálculo dos adicionais de RAP referentes a melhorias autorizadas sem 
estabelecimento prévio de receita 
29. 
A Afluente-T, em seu Pedido de Reconsideração, discorda da metodologia utilizada no 
cálculo dos valores de RAP referentes às melhorias autorizadas sem estabelecimento prévio de receita. A 
recorrente solicita que os adicionais de RAP sejam recalculados sem o desconto da vida útil remanescente 
dos bens substituídos. 
30. 
Entretanto, o parágrafo 2219 do Submódulo 9.7 do Proret define que, no caso de 
substituição de equipamento classificada como melhoria, o adicional de RAP será estabelecido 
considerando as novas instalações implementadas, a vida útil remanescente do equipamento substituído 
e a RAP vinculada a esse equipamento. 
31. 
Logo, os adicionais de RAP questionados foram calculados de acordo com a metodologia 
vigente e, portanto, o pleito da Afluente-T não deve ser acatado. 
II.2.5 – Das parcelas de receita de equipamentos substituídos ou retirados de operação 
32. 
As transmissoras Celg-GT e Cemig-GT se posicionaram contrariamente à exclusão da 
parcela de Operação e Manutenção (O&M) relativa à Portaria nº 579, de 2012, de módulos que foram 
substituídos. Resumidamente, as transmissoras alegam que falta proporcionalidade entre os custos 
operacionais do equipamento desativado e seu substituto, bem como que a parcela de receita cancelada 
não guarda relação direta com a realidade da concessionária. 
33. 
Contudo, conforme consta no Submódulo 9.7 do Proret, o equipamento que foi retirado 
de operação comercial deve ter sua receita cancelada. Além disso, vale destacar que, nos casos de 
substituição, considera-se uma parcela de O&M para o novo equipamento. Assim, caso não houvesse o 
cancelamento do O&M do equipamento substituído, o consumidor pagaria os custos operacionais de um 
mesmo serviço em duplicidade. 
 
19 22. No caso de substituição de equipamento classificada como melhoria, o adicional de RAP será estabelecido considerando 
as novas instalações implementadas, a vida útil remanescente do equipamento substituído, calculada a partir da taxa de 
depreciação estabelecida no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, e a RAP vinculada ao equipamento 
substituído.

34. 
A Cemig-GT requereu ainda que o valor da parcela de receita de O&M relativa à Portaria 
nº 579, de 2012, de módulos que foram substituídos, seja calculada pelo benchmarking e rateada pelo 
Valor Novo de Reposição (VNR), em vez de considerar o modelo DEA20. Isso por considerar que os valores 
seriam mais aderentes à parcela de O&M considerada nas RAP provisórias das resoluções autorizativas 
dos equipamentos substitutos. 
35. 
Nesse aspecto, a área técnica esclareceu que a receita autorizada para os equipamentos 
substitutos é provisória e será redefinida na primeira revisão subsequente à sua entrada em operação 
comercial. Assim, no momento da revisão, os custos operacionais serão calculados com base no modelo 
DEA e a receita retroagirá até a data de entrada em operação, motivo pelo qual, não cabe atender a esse 
pleito em âmbito recursal. 
36. 
Ainda em relação ao O&M, as transmissoras Chesf e Furnas discordam da adoção do 
modelo DEA no cálculo da Parcela de Ajuste referente ao O&M (receitas RBSE/RPC) de equipamentos 
retirados de operação durante o Ciclo Tarifário 2019-2020. A SGT reconheceu que a forma de cálculo das 
Parcelas de Ajuste recorridas levou a valores a devolver maiores do que os recebidos pelas transmissoras. 
Assim, os pleitos devem ser acatados e os valores recalculados considerando os montantes relativos ao 
ciclo anterior acrescidos de correção monetária. 
37. 
Por sua vez, a CGT Eletrosul solicitou que a receita dos custos operacionais associada à 
Portaria nº 579, de 2012, cancelada para os módulos retirados de operação, seja calculada com base nos 
pesos atribuídos pelo modelo DEA. Além disso, requereu que o valor da receita referente ao componente 
financeiro da Portaria nº 120, de 2016, que incidiria sobre essas instalações até junho de 2025, fosse pago, 
de forma antecipada, por meio de parcela única, a ser quitada pela distribuidora usuária das instalações 
de transmissão. 
38. 
A SGT esclareceu que os montantes dos custos operacionais a serem recebidos pelas 
concessionárias que tiveram seus contratos de concessão prorrogados são calculados com base no 
modelo DEA e, posteriormente, esse montante é rateado pelos módulos de cada contrato de concessão 
com base no VNR. Dessa forma, o valor de custo operacional associado a cada módulo não corresponde, 
necessariamente, ao valor calculado pelo modelo. 
 
20 Data Envelopment Analysis.

39. 
A área técnica informou ainda que com a publicação do “Anexo III: Custo Unitário de cada 
produto por concessionária” do Submódulo 9.1 do Proret, aprovado pela Resolução Normativa nº 880, de 
2020, é possível estimar de forma mais precisa, o valor do custo operacional associado a cada 
equipamento, conforme resultado obtido a partir do modelo DEA. Assim, recomendou o acatamento do 
pleito da CGT Eletrosul, de forma que o cancelamento dessas receitas leve em consideração os pesos 
atribuídos pelo modelo DEA. 
40. 
Em relação ao componente financeiro da Portaria nº 120, de 2016, não cabe acatar o 
pedido da CGT Eletrosul de recebimento, em parcela única, do valor relativo a equipamentos retirados de 
operação. Isso porque quando da retirada de operação dos equipamentos, esses componentes 
financeiros são rateados pelos demais módulos, sem qualquer prejuízo para a transmissora, mantendo o 
recebimento do valor total conforme previsto incialmente. 
41. 
A Eletronorte, por sua vez, questionou a exclusão da parcela de RAP relativa ao 
componente econômico da Portaria nº 120, de 2016, quando da desativação ou substituição de módulo 
por uma necessidade sistêmica definida pelo planejamento setorial. Contudo, conforme define o 
Submódulo 9.7 do Proret, equipamentos retirados de operação comercial devem ter sua receita 
cancelada. Logo, o pleito da Eletronorte não deve ser acatado. 
42. 
Por outro lado, a CEEE-GT solicitou o estabelecimento de parcela adicional de RAP para a 
manutenção de equipamentos fora de operação, mas ainda com vida útil remanescente. Segundo a 
recorrente, esses equipamentos podem permanecer disponíveis ao Sistema Interligado Nacional (SIN). 
Assim, a CEEE-GT defende a aplicação do item 2421 do Submódulo 9.7 do Proret, que prevê a possibilidade 
de estabelecimento do adicional de RAP requerido. A SGT esclareceu que o pedido deve ser avaliado em 
processo específico. Logo, o pleito deve ser formalizado separadamente, posto que não faz parte do 
escopo deste processo. 
43. 
De modo semelhante, o pleito da Eletronorte de homologação de RAP associada a custos 
de desativação também deve ser tratado em processo específico, seguindo o rito ordinário definido para 
o estabelecimento de receitas. 
 
21 24. Em se tratando de equipamento substituído com possibilidade de reutilização, será estabelecida parcela de RAP para 
sua manutenção pela concessionária responsável enquanto fora de operação.

II.2.6 – Das melhorias sem estabelecimento prévio de RAP de concessões prorrogadas 
44. 
As transmissoras Cemig-GT, CGT Eletrosul e Furnas solicitaram o estabelecimento de 
receita para diversas melhorias que entraram em operação a partir de 2014 até junho de 2018. 
45. 
As áreas técnicas esclareceram que, para as melhorias de pequeno porte que entraram em 
operação no primeiro semestre de 2018, foi adotada a metodologia definida na Resolução Normativa n° 
880, de 2020, que resultou na antecipação da metade da anuidade prevista no item 8 do Submódulo 9.1 
do Proret para todas as transmissoras com concessões prorrogadas. 
46. 
De outro modo, para as melhorias de pequeno porte que entraram em operação até 31 de 
dezembro de 2017 e que não tiveram a receita estabelecida nos reajustes anuais de receita ocorridos até 
julho de 2018, o procedimento a ser adotado consta no Despacho nº 1.10722, de 22 de abril de 2021, que 
definiu o tratamento das melhorias de pequeno porte executadas por concessionárias de transmissão 
abrangidas pelo Submódulo 9.1 do Proret no âmbito dos processos de revisão periódica da RAP 
subsequentes à sua emissão. 
II.2.7 – Do pedido de reconsideração interposto pelo Concen 
47. 
O Conselho de Consumidores da Área de Concessão da Energisa Mato Grosso do Sul 
(Concen) apresentou Pedido de Reconsideração solicitando que o Custo Médio de Remuneração dos 
Ativos (WACC23) fosse revisado emergencialmente, com efeitos aplicados no Ciclo Tarifário 2020-2021. 
48. 
Resumidamente, o Concen argumenta que a metodologia da taxa regulatória de 
remuneração de capital, aprovada pela ANEEL por meio da Resolução Normativa nº 87424, de 10 de março 
de 2020, considerou um contexto muito diferente do observado devido à pandemia de Covid-19, o que 
levaria, na visão do conselho, à necessidade de revisão do WACC. 
49. 
Nesse ponto, ressalto que a ANEEL está atenta aos impactos da pandemia de Covid-19 e 
vêm adotando uma série de medidas para amenizar seus efeitos. Contudo, no âmbito deste processo, não 
há como atender ao pleito do Concen, sem uma ampla discussão setorial. 
 
22 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20211107.pdf. 
23 Weighted Average Cost of Capital. 
24 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020874.pdf.

II.2.8 – Da forma de atualização das Parcelas de Ajuste 
50. 
A Taesa solicitou em seu recurso que fosse revista a metodologia de atualização dos valores 
da Parcela de Ajuste, para que fosse considerada a forma de atualização “mensal” em vez de “anual”. 
Todavia, desde o Ciclo Tarifário 2013-2014, a atualização anual é adotada para todas as concessionárias 
em que os contratos de concessão não tenham explicitamente definida outra forma de atualização da 
Parcela de Ajuste. Esse procedimento está definido no Submódulo 9.3 do Proret, portanto, no âmbito 
deste processo o pleito não pode ser acatado. 
II.2.9 – Das correções de erros materiais 
51. 
Além das questões tratadas até aqui, as recorrentes identificaram erros materiais no 
cálculo das receitas e das Parcelas de Ajuste, para os quais requerem retificação. Parte desses erros foram 
retificados por meio do Despacho nº 3.219, de 2020. As demais inconsistências apontadas pelas 
recorrentes foram avaliadas pela SGT e corrigidas quando necessário. 
52. 
As transmissoras Cemig-GT, Chesf, Eletronorte e ISA Cteep apontaram ainda erros no 
cálculo das parcelas de anuidades de melhorias de pequeno porte. Esses pedidos foram analisados no 
âmbito dos processos de revisão da RAP dessas concessionárias e as correções necessárias foram 
refletidas nos resultados deste processo. 
53. 
A SGT também identificou que algumas Funções Transmissão compostas por módulos de 
Rede Básica de Fronteira não estavam associadas a nenhum Grupo de Fronteira. Isso afetou os cálculos 
da PA Apuração. Assim, as correções no cadastro foram realizadas e todas as PA Apuração de Rede Básica 
de Fronteira afetadas foram recalculadas. 
54. 
Além disso, a área técnica identificou que quatro entradas de linha, em 138 kV, na 
Subestação Santana do Araguaia, sob responsabilidade da transmissora Energisa Pará I, estavam, 
equivocadamente, associadas exclusivamente à distribuidora Equatorial Pará. Assim, foram necessárias 
correções quanto aos responsáveis pelo pagamento dos encargos, de modo que duas entradas de linha 
foram atribuídas à Energisa Mato Grosso, uma à Equatorial Pará e a outra à Energisa Tocantins. 
55. 
Destaco que todas as retificações necessárias foram detalhadas na Nota Técnica nº 
112/2021-SGT/ANEEL, que traz a motivação para cada alteração realizada.

II.2.10 – De outros pedidos fora do escopo da análise 
56. 
Alguns pedidos apresentados pelas recorrentes fogem ao escopo desta análise. Parte deles 
cuida de casos concretos que devem ser tratados em processos específicos, parte refere-se a propostas 
de aprimoramentos regulatórios ou a assuntos objeto de outros processos. Na análise apresentada pela 
SGT consta o encaminhamento mais adequado para cada caso. 
57. 
Cabe ressaltar que o Pedido de Reconsideração interposto pela Copel-GT não se trata de 
um recurso contra o reajuste da RAP e sim em face da Resolução Homologatória nº 2.71525, de 30 de 
junho de 2020, que homologou o resulta da revisão periódica da transmissora. Dessa forma, o pleito foi 
tratado no âmbito do Processo nº 48500.000749/2019-61, mas com os efeitos da decisão refletidos nos 
resultados deste processo. 
58. 
De modo semelhante, o Pedido de Reconsideração interposto pela ERTE será tratado no 
âmbito do Processo nº 48500.000754/2019-73, uma vez que questiona a legalidade da realização de 
revisão tarifária associada ao Contrato de Concessão nº 83/2002-ANEEL. 
59. 
Também foram trazidos pelas recorrentes pleitos associados à Resolução Homologatória 
nº 2.72426, de 14 de julho de 2020, os quais foram tratados no âmbito do Processo nº 48500.006834/2019-
32 e refletidos nos resultados aqui apresentados. 
60. 
Além disso, os resultados deste processo já consideram: (i) as Resoluções Homologatórias 
nº 2.843 e nº 2.844, ambas de 2021, que alteraram os resultados das revisões periódicas da RAP dos 
contratos de concessão com instalações licitadas com revisão da RAP prevista para os anos 2018 e 2019; 
(ii) as Resoluções Homologatórias de nº 2.845 a nº 2.853, todas de 2021, que alteraram os resultados das 
revisões periódicas das concessionárias de transmissão prorrogadas que foram realizadas em 2020, 
retroativamente a 2018; e (iii) a Resolução Homologatória nº 2.868, de 2021, que alterou o resultado da 
revisão periódica da RAP da CGT Eletrosul – Conversora Uruguaiana. 
II.2.11 – Dos resultados da análise dos recursos 
 
25 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/atreh20202715.pdf.  
26 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202724ti.pdf.

61. 
Como resultado das análises dos Pedidos de Reconsideração, as alterações propostas pela 
área técnica resultaram em uma variação de 0,331% na RAP do Ciclo Tarifário 2020-2021 e de 12,375% 
na Parcela de Ajuste (PA) total, em relação aos valores publicados na Resolução Homologatória nº 2.725, 
de 2020, conforme detalhado na Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL. Considerando a variação total 
em relação ao valor publicado pela Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, somados os valores da 
RAP e da PA, a variação é de 0,967%. 
62. 
Ressalta-se que 10,864% da variação na PA se deve à incorporação do resultado da análise 
dos pedidos de reconsideração contra as revisões da receita das transmissoras que tiveram seus 
resultados alterados pelas Resoluções Homologatórias nos 2.843 a 2.853 e 2.868, todas de 2021; e dos 
pedidos de reconsideração interpostos contra a Resolução Homologatória nº 2.724, de 2020. 
 
III – DIREITO  
63. 
O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e 
normativos: (i) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; (ii) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (iii) Lei nº 
9.427, de 26 de dezembro de 1996; (iv) Lei nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; (v) Decreto nº 2.335, de 6 
de outubro de 1997; (vi) Resoluções Normativas nº 67 e nº 68, ambas de 8 de junho de 2004; (vii) 
Resolução Normativa nº 320, de 11 de junho de 2008; (viii) Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de 
dezembro de 2020; e (ix) Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret. 
 
IV – DISPOSITIVO 
64. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.000729/2020-23, voto por: 
(i) 
CONHECER dos Pedidos de Reconsideração interpostos em face da Resolução 
Homologatória nº 2.725, de 2020; 
(ii) 
DAR PROVIMENTO aos Pedidos de Reconsideração interpostos pelas transmissoras 
EDP MA II e STN;

(iii) DAR PROVIMENTO PARCIAL aos Pedidos de Reconsideração interpostos por CEEE-
GT, Celeo Redes Brasil, Celesc-D, Cemig-GT, CGT Eletrosul, Chesf, Eletronorte, Evrecy, 
Furnas, IE Itapura, ISA Cteep, LTTE, Lumitrans e Taesa; 
(iv) NEGAR PROVIMENTO aos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Abrate, pelo 
Concen e pelas transmissoras Afluente-T, Celg GT, EATE, EBTE, ECTE, ENTE, Equatorial 
2, ESDE, ETC, ETEP, ETSE, IE Japi, IEMG, Ienne, IESUL, IE Pinheiros, STC, TESB, 
Transirapé, Transleste e Transudeste; 
(v) 
NEGAR PROVIMENTO ao Pedido de Medida Cautelar interposto pela LTTE tendo em 
vista a decisão de mérito do Pedido de Reconsideração; 
(vi) APROVAR a variação da Receita Anual Permitida (RAP) das concessionárias de 
transmissão, decorrente da análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções 
efetuadas pela Superintendência de Gestão Tarifária (SGT), listadas na Nota Técnica 
nº 112/2021-SGT/ANEEL; 
(vii) APROVAR os anexos da Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL; e 
(viii) ESTABELECER que as alterações aprovadas devem ser consideradas no reajuste anual 
das receitas do Ciclo Tarifário 2021-2022, com a correspondente atualização dos 
valores. 
Brasília, 15 de junho de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora