VOTO 
 
 
 
PROCESSOS: 
48500.001153/2020-11, 
48500.001154/2020-66, 
48500.001155/2020-19, 
48500.001157/2020-08, 48500.001159/2020-99, 48500.001160/2020-13 e 48500.001161/2020-68. 
 
INTERESSADOS: Afluente Transmissão de Energia Elétrica S.A., Cemig Geração e Transmissão S.A., 
Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil, Companhia Hidro elétrica do 
São Francisco – CHESF, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A., Companhia de Transmissão de Energia 
Elétrica Paulista e Furnas Centrais Elétricas S.A. 
 
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição - SCT. 
 
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento de parcela de Receita Anual Permitida – RAP pela realização de 
melhorias e reforços para aumento de vida útil em instalações de transmissão sob responsabilidade das 
transmissoras:  Afluente Transmissão de Energia Elétrica S.A. - AFLUENTE, Cemig Geração e Transmissão 
S.A. – CEMIG-GT, Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – CGT 
ELETROSUL, Companhia Hidro elétrica do São Francisco – CHESF, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. 
- ELETRONORTE, Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP e Furnas Centrais 
Elétricas S.A. – FURNAS. 
 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
Consta no Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica, Ciclo 2019 – POTEE 2019-

Melhorias de grande porte e Reforços para aumento da vida útil das instalações, 58 empreendimentos 
classificados pelo MME como melhorias de grande porte e reforços para aumento da vida útil para 
autorização e estabelecimento de receita pela ANEEL.  
2. 
Em 16 de março de 2020, o processo foi a mim distribuído. 
3. 
A Nota Técnica nº 183/2020-SCT/ANEEL1, de 17 de abril de 2020, apresentou uma análise 
dos empreendimentos do POTEE 2019 (melhorias de grande porte e reforços para aumento da vida útil) 
e concluiu pela possibilidade de autorização imediata de 17 melhorias e 2 reforços, sendo que os demais 
empreendimentos, caso realmente se configurassem como melhorias de grande porte, precisariam de 
informações complementares para a devida autorização. 
4. 
Em 14 de maio, por meio da Carta CE-DO-025/20202, a Chesf solicita a reavaliação ou maior 
aprofundamento da análise realizada pela SCT na Nota Técnica nº 183/2020-SCT/ANEEL. 
5. 
A SCT, por meio do Ofício nº 209/2020-SCT/ANEEL3, de 20 de abril de 2020, solicitou às 
transmissoras as informações complementares para autorização das melhorias que não tiveram RAP 
recomendada pela Nota Técnica nº 183/2020-SCT/ANEEL. 
7. 
Em 03 de agosto de 2020, por meio do Memorando nº 164/2020–SCT/ANEEL4, a SCT 
solicitou a esta relatoria a devolução dos processos 48500.001153/2020-11, 48500.001154/2020-66, 
48500.001155/2020-19, 48500.001157/2020-08, 48500.001159/2020-99, 48500.001160/2020-13 e 
48500.001161/2020-68, para complementação da análise do objeto proposto, com as informações 
recebidas como resposta ao Ofício nº 209/2020-SCT/ANEEL e como resposta do pedido de manifestação 
das transmissoras sobre a necessidade e urgência de autorização das obras que tiveram recomendação 
para autorização pela Nota Técnica nº 183/2020-SCT/ANEEL. 
6. 
Assim, considerando que as melhorias em instalação de transmissão são obras sob gestão 
da transmissora, normalmente necessárias em razão de vida útil esgotada ou sinistro em equipamentos, 
e que, as melhorias têm condições de serem autorizadas em conformidade com a avaliação das 
transmissoras das condições dos equipamentos e dos prazos de implantação das mesmas, considerando 
 
1 sic n° 48526.002231/2020-00 
2 sic n° 48513.013286/2020-00 
3 sic n° 48526.002330/2020-00 
4 sic n° 48526.004487/2020-00

inclusive os riscos e prejuízos ao sistema elétrico da não implantação dessas obras, a SCT, por meio do 
Ofício nº 467/2020-SCT/ANEEL5, de 7 de agosto de 2020, solicitou às transmissoras, para obras que 
tiveram recomendação para autorização pela Nota Técnica nº 183/2020-SCT/ANEEL, o prazo de 
implantação necessário de cada empreendimento, além os valores de IPI e as justificativas para os 
adicionais de periculosidade de que trata o §5° do Art. 1° e o item II.1.2 do Anexo II da Resolução 
Homologatória n° 2.514/2019. 
7. 
Em 18 de dezembro de 2020, a Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de 
Energia Elétrica – ABRATE, por meio da Carta CT-126/20206, se manifestou sobre a Nota Técnica n° 
183/2020-SCT/ANEEL solicitando que a análise seja “reformada no sentido de manter a receita decorrente 
da Portaria MME n° 120/2016 e, sobretudo, estabelecer previamente a receita para as desativações”. 
8. 
A Tabela I, a seguir, apresenta a identificação das manifestações das transmissoras em 
atendimento ao Ofício nº 209/2020-SCT/ANEEL e ao Ofício nº 467/2020-SCT/ANEEL. 
Tabela I – manifestação das transmissoras 
Concessionária 
Nº SIC 
AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. – AFLUENTE 
48513.016729/2020-00 
CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO – CEMIG-GT 
48513.016741/2020-00 
CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE  
48513.016889/2020-00 
48513.022358/2020-00 
48513.027299/2020-00 
48513.027305/2020-00 
48513.032192/2020-00 
48513.032388/2020-00 
48513.032386/2020-00 
48513.032605/2020-00 
48513.032998/2020-00 
48513.033002/2020-00 
48513.033101/2020-00 
48513.033104/2020-00 
48513.033133/2020-00 
48513.033184/2020-00 
48513.032615/2020-00 
48513.033476/2020-00 
48513.022296/2020-00 
COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL 
DO BRASIL - CGT ELETROSUL 
48513.022373/2020-00 
COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA – CTEEP  
48513.016744/2020-00 
48513.022383/2020-00 
COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO - CHESF 
48513.016765/2020-00 
48513.022343/2020-00 
 
5 sic n° 48526.004549/2020-00 
6 sic n° 48513.033128/2020-00
Concessionária  Nº SIC
AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. – AFLUENTE  48513.016729/2020-00
CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO – CEMIG-GT  48513.016741/2020-00
CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE  48513.016889/2020-00
48513.022358/2020-00
48513.027299/2020-00
48513.027305/2020-00
48513.032192/2020-00
48513.032388/2020-00
48513.032386/2020-00
48513.032605/2020-00
48513.032998/2020-00
48513.033002/2020-00
48513.033101/2020-00
48513.033104/2020-00
48513.033133/2020-00
48513.033184/2020-00
48513.032615/2020-00
48513.033476/2020-00
48513.022296/2020-00
COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL
DO BRASIL - CGT ELETROSUL  48513.022373/2020-00
COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA – CTEEP  48513.016744/2020-00
48513.022383/2020-00
COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO - CHESF  48513.016765/2020-00
48513.022343/2020-00

Concessionária 
Nº SIC 
FURNAS - CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. – FURNAS  
48513.016901/2020-00 
 
9. 
Por meio da Nota Técnica nº 174/2021-SCT/ANEEL7, de 8 de abril de 2021, a SCT 
complementou a Nota Técnica nº 183/2019-SCT/ANEEL, tendo em vista as manifestações das 
transmissoras, e recomendou a emissão de resolução que autoriza as transmissoras em tela, no âmbito 
dos Contratos de Concessão n° 061/2001-ANEEL, n° 057/2001, n° 058/2001, n° 059/2001, 006/1997 e n° 
001/2010, a implantar as melhorias em instalações sob sua responsabilidade. 
10. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
11. 
Trata-se de autorização e estabelecimento de parcela de Receita Anual Permitida – RAP 
pela realização de melhorias e reforços para aumento de vida útil em instalações de transmissão sob 
responsabilidade das transmissoras:   
i. 
Afluente Transmissão de Energia Elétrica S.A., Contrato de Concessão n° 001/2010; 
ii. 
Cemig Geração e Transmissão S.A., Contrato de Concessão n° 006/1997; 
iii. 
Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – CGT Eletrosul, 
Contrato de Concessão n° 057/1997;  
iv. 
Companhia Hidro elétrica do São Francisco – CHESF, Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 
– Chesf, Contrato de Concessão n° 061/2001;  
v. 
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A., Contrato de Concessão n° 058/2001;  
vi. 
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP, Contrato de Concessão n° 
059/2001; e 
 
7 Documento Sicnet nº 48526.001596/2021-00.
Concessionária  Nº SIC
FURNAS - CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. – FURNAS  48513.016901/2020-00

vii. 
 Furnas Centrais Elétricas S.A. – FURNAS, Contrato de Concessão n° 062/20018. 
 
12. 
Diante do que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido de emitir a 
Resolução Autorizativa, conforme a minuta apresentada pela SCT. 
13. 
De acordo com a Nota Técnica nº 174/2021-SCT/ANEEL, os reforços em análise foram 
indicados no Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica 2019 (POTEE 2019) – Melhorias de 
grande porte e Reforços para aumento da vida útil das instalações. 
14. 
Considerando que as melhorias em instalação de transmissão são obras sob gestão da 
transmissora, e que, as melhorias têm condições de serem autorizadas em conformidade com a avaliação 
das transmissoras, a SCT solicitou às mesmas, para obras que tiveram recomendação para autorização 
pela Nota Técnica nº 183/2020-SCT/ANEEL, informações sobre condições dos equipamentos e dos prazos 
de implantação associados, considerando inclusive os riscos e prejuízos ao sistema elétrico da não 
implantação dessas obras. 
15. 
A análise das informações encaminhadas pelas transmissoras e contidas nos documentos 
da Tabela I está detalhada no Anexo I da Nota Técnica nº 174/2021-SCT/ANEEL, que apresenta, para cada 
empreendimento indicado no POTEE 2019 – Melhorias de grande porte e Reforços para aumento da vida 
útil das instalações, a recomendação da Nota Técnica nº 183/2020-SCT/ANEEL, as alterações ou retiradas 
indicadas no POTEE 2020, o detalhamento das informações encaminhadas pelas transmissoras e a análise 
da SCT/ANEEL dessas informações.  
16. 
Adicionalmente, a SCT destacou em sua análise questões gerais relacionadas à autorização 
e ao procedimento de estabelecimento das receitas, manifestada pelos agentes, mas que não foram 
tratadas no Anexo I. Destacou ainda, que, para o caso das melhorias em que os equipamentos já foram 
substituídos, em razão de sinistros, foi considerado um prazo de implantação de 1 mês para viabilizar a 
regularização da operação comercial do empreendimento junto ao Operador Nacional do Sistema Elétrico 
e o início do recebimento da receita, nos termos do que estabelece o Módulo 3 das Regras dos Serviços 
de Transmissão e o Submódulo 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária. 
 
8 As obras de melhorias associadas as FURNAS não estão sendo consideradas nesta fundamentação, tendo em vista as motivações e explicações na análise 
realizada pela SCT, constantes do Anexo I da Nota Técnica nº 174/2021-SCT/ANEEL.

II.1 – Tratamento das desativações 
 
17. 
Sobre as alegações apresentadas de que autorização das desativações devem conter 
receita prévia, corroboro com o entendimento recomendado pela SCT de que as desativações sejam 
tratadas de acordo com a proposta do AIR, sendo autorizadas como reforços sem receita prévia, com o 
estabelecimento da receita referente ao ressarcimento dessa atividade ocorrendo no reajuste de receitas 
subsequente à conclusão da desativação por meio de parcela de ajuste. Além disso, eventuais valores não 
amortizados/depreciados decorrentes dessas obras devem ser tratados no processo de revisão periódica 
de RAP de cada concessionária.  
18. 
No entanto, especificamente sobre a manifestação referente a desativação do 
Compensador Estático da SE Fortaleza, sob responsabilidade da Chesf, bem como dos demais 
equipamentos alegados, esclarecemos que esse empreendimento será tratado em processo específico, 
por se tratar de obra não indicada no POTEE 2019 - Melhorias de grande porte e Reforços para aumento 
da vida útil das instalações e, portanto, não faz parte desta fundamentação. 
II.2 - Cancelamento das Receita decorrentes da Portaria n° 579/2012 e da Portaria n° 120/2016 
 
19. 
No que se refere as manifestações relativas ao não cancelamento das receitas decorrentes 
da Portaria n° 579/2012 e da Portaria n° 120/2016, verifico que a SCT realizou detida análise dos 
argumentos apresentados, nos termos dos submódulos 9.1 e 9.7 do PRORET, com o que concordo.   
20. 
Dessa forma, ratifica-se que o tratamento das receitas associadas aos equipamentos 
substituídos por melhoria deve atender aos procedimentos estabelecidos nos submódulos 9.1 e 9.7 do 
PRORET. 
II.3 – Cálculo da RAP 
 
21. 
Os procedimentos e metodologias adotados pela SCT atendem ao que estabelece o Módulo 
9 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET9, de que trata a Resolução Normativa nº 435, de 
24 de maio de 2011. 
22. 
De acordo com o disposto no Submódulo 9.110 do PRORET, no cálculo do adicional de RAP 
 
9 https://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret  
10 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2018816_Proret_Submod_9_1_V2_0.pdf

foi adotado o perfil decrescente, apresentado no item 10.2 do Submódulo 9.711. 
23. 
Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP (RGR, TFSEE e 
P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7 do PRORET. Além dos encargos setoriais, a 
depender do contrato de concessão, poderão compor o adicional de RAP os valores relativos às 
contribuições PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei n.º 10.637, de 30 de dezembro de 2002, e na Lei 
n.º 10.833, de 29 de dezembro de 2003, com o correspondente tratamento tarifário na Lei n.º 8.987, de 
13 de fevereiro de 1995.  
24. 
Ademais, em atendimento ao disposto na Portaria MME nº 31812, de 1º de agosto de 2018, 
o adicional de RAP foi estabelecido considerando o impacto do Regime Especial de Incentivos para o 
Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI, instituído pela Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007. 
25. 
Em conformidade com o Contrato de Concessão n° 061/2001, Contrato de Concessão n° 
057/2001, Contrato de Concessão n° 058/2001, Contrato de Concessão n° 059/2001, Contrato de 
Concessão n° 006/1997 as parcelas adicionais de RAP foram calculadas sem a aplicação das alíquotas 
referentes aos tributos PIS/PASEP13 e COFINS14. Esses tributos devem ser incluídos pelo Operador 
Nacional do Sistema Elétrico (ONS) nos Avisos de Crédito (AVC) e Avisos de Débito (AVD). 
26. 
A Tabela II, a seguir, apresenta os valores de investimentos utilizados pela ANEEL, o 
percentual de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando-se o perfil decrescente 
para recebimento de receita, e o enquadramento do empreendimento no Módulo 3 das Regras do 
Serviços de Transmissão. As memórias de cálculo das parcelas de RAP constam como anexo da Nota 
Técnica nº 174/2021-SCT/ANEEL. 
Tabela II – Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$) 
Transmissora 
Empreendimento 
Investimento  
O&M  
RAP 
REN 905/20 
AFLUENTE 
Substituição do transformador TR2 230/69 kV - 100 
MVA da Subestação Tomba 
8.939.150,16 
2,0 
1.450.638,87 
Item 5 da 
Seção 3.1 
do Módulo 
3 das 
Regras de 
Transmissão 
CEMIG-GT 
Substituição do Autotransformador trifásico T11 
500/345-13,8 KV – 400 MVA da Subestação Jaguara 
21.115.850,10 
2,0 
3.212.196,84 
 
11 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2014643_Proret_Submod_9_7_V1.pdf  
12 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/prt2018318mme.pdf  
13 Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Pública (PASEP). 
14 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS).
  Transmissora      Empreendimento      Investimento      O&M      RAP      REN 905/20  
AFLUENTE      Substituição do transformador TR2 230/69 kV - 100
MVA da Subestação Tomba      8.939.150,16      2,0      1.450.638,87      Item 5 da
Seção 3.1
do Módulo
3 das
Regras de
Transmissão    
CEMIG-GT      Substituição do Autotransformador trifásico T11
500/345-13,8 KV – 400 MVA da Subestação Jaguara      21.115.850,10      2,0      3.212.196,84          

Transmissora 
Empreendimento 
Investimento  
O&M  
RAP 
REN 905/20 
 
 
 
 
 
CHESF 
Substituição do transformador trifásico TR3 230/69 
kV - 100 MVA da Subestação Angelim 
9.080.417,09 
2,0 
1.358.401,24 
Substituição do transformador trifásico TR1 230/69 
kV - 100 MVA da Subestação Governador Mangabeira 
9.080.417,09 
2,0 
1.358.401,24 
Substituição do transformador trifásico TR1 230/69 
kV - 100 MVA da Subestação Jacaracanga 
9.080.417,09 
2,0 
1.358.401,24 
Substituição do transformador trifásico TR2 230/69 
kV - 100 MVA da Subestação Jacaracanga 
9.080.417,09 
2,0 
1.358.401,24 
Substituição do transformador trifásico TR2 230/69 
kV - 100 MVA da Subestação Jardim 
9.080.417,09 
2,0 
1.358.401,24 
Substituição do transformador trifásico TR3 230/69 
kV - 100 MVA da Subestação Matatu 
9.080.417,09 
2,0 
1.358.401,24 
Substituição do transformador trifásico TR1 230/69 
kV - 33 MVA, e seu regulador série, na subestação 
Banabuiú 
5.744.043,50 
2,0 
859.620,06 
Substituição da Fase A do Reator de Derivação RT2 
500 kV - 33,3 MVAr na Subestação São João do Piauí 
3.349.682,81 
0,0 
439.918,09 
Substituição da Fase B do Reator de Derivação RT2 
500 kV - 33,3 MVAr na Subestação São João do Piauí 
3.349.682,81 
0,0 
439.918,09 
Total 
66.925.911,67 
 
10.025.753,46 
CTEEP 
Substituição de 1 banco de capacitores (BC-3A) 88 kV 
- 28,8 MVAr, na Subestação Ramon Rebert Filho. 
1.596.158,02 
2,0 
263.084,85 
ELETRONORTE 
Substituição de compensação série fixa BC2 (COCL7-
02) 500 kV, 161 MVAr, na SE Colinas 500 kV. 
   
49.464.059,00  
 
2,0 
8.315.164,87 
Substituição de transformadores de potência TR1 
(GMTF6-01) 230/69 kV, 3x50 MVA, e TRR1 (reserva) 
230/69 kV, 50 MVA, na subestação Guamá. 
23.475.233,82 
2,0 
3.602.197,35  
Substituição de transformadores de potência TR2 
 
17.606.425,37  
2,0 
2.639.272,03
  Transmissora      Empreendimento      Investimento      O&M      RAP      REN 905/20  
CHESF      Substituição do transformador trifásico TR3 230/69
kV - 100 MVA da Subestação Angelim      9.080.417,09      2,0      1.358.401,24          
      Substituição do transformador trifásico TR1 230/69
kV - 100 MVA da Subestação Governador Mangabeira      9.080.417,09      2,0      1.358.401,24          
      Substituição do transformador trifásico TR1 230/69
kV - 100 MVA da Subestação Jacaracanga      9.080.417,09      2,0      1.358.401,24          
      Substituição do transformador trifásico TR2 230/69
kV - 100 MVA da Subestação Jacaracanga      9.080.417,09      2,0      1.358.401,24          
      Substituição do transformador trifásico TR2 230/69
kV - 100 MVA da Subestação Jardim      9.080.417,09      2,0      1.358.401,24          
      Substituição do transformador trifásico TR3 230/69
kV - 100 MVA da Subestação Matatu      9.080.417,09      2,0      1.358.401,24          
      Substituição do transformador trifásico TR1 230/69
kV - 33 MVA, e seu regulador série, na subestação
Banabuiú      5.744.043,50      2,0      859.620,06          
      Substituição da Fase A do Reator de Derivação RT2
500 kV - 33,3 MVAr na Subestação São João do Piauí      3.349.682,81      0,0      439.918,09          
      Substituição da Fase B do Reator de Derivação RT2
500 kV - 33,3 MVAr na Subestação São João do Piauí      3.349.682,81      0,0      439.918,09          
      Total      66.925.911,67            10.025.753,46          
CTEEP      Substituição de 1 banco de capacitores (BC-3A) 88 kV
- 28,8 MVAr, na Subestação Ramon Rebert Filho.      1.596.158,02      2,0      263.084,85          
ELETRONORTE      Substituição de compensação série fixa BC2 (COCL7-
02) 500 kV, 161 MVAr, na SE Colinas 500 kV.      49.464.059,00      2,0      8.315.164,87          
      Substituição de transformadores de potência TR1
(GMTF6-01) 230/69 kV, 3x50 MVA, e TRR1 (reserva)
230/69 kV, 50 MVA, na subestação Guamá.      23.475.233,82      2,0      3.602.197,35          
      Substituição de transformadores de potência TR2      17.606.425,37      2,0      2.639.272,03          

Transmissora 
Empreendimento 
Investimento  
O&M  
RAP 
REN 905/20 
(GMTF6-02) 230/69 kV, 3x50 MVA, na subestação 
Guamá. 
Substituição de BANCO COMPENSAÇÃO SÉRIE FIXA 
BC2 (IZCL7-02) 500 kV, 451 MVAr, na SE Imperatriz. 
64.896.874,87 
2,0 
10.950.226,07 
Substituição de reator RT1 (IZRE7-01) 500 kV, 3x50 
MVAr, e RTR5 (IZRE7-01 reserva) 500 kV, 50 MVAr, na 
SE Imperatriz. 
13.887.421,63 
2,0 
2.059.642,44 
Substituição de REATORES RT3 (IZRE7-03) 500 kV, 
3x33,3 MVAr, E RTR4 (IZRE7-03 reserva) 500 kV, 33,3 
MVAr, na SE Imperatriz. 
13.174.331,85 
2,0 
1.946.657,97 
Substituição de compensação série fixa BC2 (MBCL7-
02) 500 kV, 283 MVAr, na SE Marabá. 
53.306.842,48 
2,0 
8.981.086,11 
Substituição do reator RT3 (MBRE7-03) 500 kV, 
3x45,33 MVAr, na SE Marabá. 
10.699.871,97 
2,0 
1.576.877,97 
Substituição de REATORES RT2 (MBRE7-02) 500 kV, 
3x45,33 MVAr, E RTR2 (MBRE7-02 reserva) 500 kV, 
45,33 MVAr, na SE Marabá. 
14.266.495,96 
2,0 
2.123.963,68 
Substituição de compensação série fixa BC2 (PDCL7-
02) 500 kV, 454 MVAr, na SE Presidente Dutra. 
 64.896.874,87 
2,0 
10.933.763,74 
Substituição de REATOR RT7 (PDRE7-07) 500 kV, 
3x45,33 MVAr, da SE Presidente Dutra. 
10.283.501,65 
2,0 
1.515.516,00 
Substituição do REATOR RTR1 (PDRE7-04 fase 
reserva) 500 kV, 50 MVAr, na subestação Presidente 
Dutra. 
3.471.855,41 
2,0 
529.982,20 
Substituição do REATOR RTR1 (PDRE7-06 fase 
reserva) 500 kV, 33,3 MVAr, na subestação 
Presidente Dutra. 
3.293.582,96 
2,0 
502.830,35 
Substituição de TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA TF1 
(UGTF6-01) 230/69-13,8 kV, 3x50 MVA, da SE Utinga. 
17.606.425,37 
2,0 
2.606.070,96 
Substituição de TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA TF2 
17.606.425,37 
2,0 
2.632.890,31
  Transmissora      Empreendimento      Investimento      O&M      RAP      REN 905/20  
      (GMTF6-02) 230/69 kV, 3x50 MVA, na subestação
Guamá.                            
      Substituição de BANCO COMPENSAÇÃO SÉRIE FIXA
BC2 (IZCL7-02) 500 kV, 451 MVAr, na SE Imperatriz.      64.896.874,87      2,0      10.950.226,07          
      Substituição de reator RT1 (IZRE7-01) 500 kV, 3x50
MVAr, e RTR5 (IZRE7-01 reserva) 500 kV, 50 MVAr, na
SE Imperatriz.      13.887.421,63      2,0      2.059.642,44          
      Substituição de REATORES RT3 (IZRE7-03) 500 kV,
3x33,3 MVAr, E RTR4 (IZRE7-03 reserva) 500 kV, 33,3
MVAr, na SE Imperatriz.      13.174.331,85      2,0      1.946.657,97          
      Substituição de compensação série fixa BC2 (MBCL7-
02) 500 kV, 283 MVAr, na SE Marabá.      53.306.842,48      2,0      8.981.086,11          
      Substituição do reator RT3 (MBRE7-03) 500 kV,
3x45,33 MVAr, na SE Marabá.      10.699.871,97      2,0      1.576.877,97          
      Substituição de REATORES RT2 (MBRE7-02) 500 kV,
3x45,33 MVAr, E RTR2 (MBRE7-02 reserva) 500 kV,
45,33 MVAr, na SE Marabá.      14.266.495,96      2,0      2.123.963,68          
      Substituição de compensação série fixa BC2 (PDCL7-
02) 500 kV, 454 MVAr, na SE Presidente Dutra.      64.896.874,87      2,0      10.933.763,74          
      Substituição de REATOR RT7 (PDRE7-07) 500 kV,
3x45,33 MVAr, da SE Presidente Dutra.      10.283.501,65      2,0      1.515.516,00          
      Substituição do REATOR RTR1 (PDRE7-04 fase
reserva) 500 kV, 50 MVAr, na subestação Presidente
Dutra.      3.471.855,41      2,0      529.982,20          
      Substituição do REATOR RTR1 (PDRE7-06 fase
reserva) 500 kV, 33,3 MVAr, na subestação
Presidente Dutra.      3.293.582,96      2,0      502.830,35          
      Substituição de TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA TF1
(UGTF6-01) 230/69-13,8 kV, 3x50 MVA, da SE Utinga.      17.606.425,37      2,0      2.606.070,96          
      Substituição de TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA TF2      17.606.425,37      2,0      2.632.890,31          

Transmissora 
Empreendimento 
Investimento  
O&M  
RAP 
REN 905/20 
(UGTF6-02) 230/69-13,8 kV, 3x50 MVA, da SE Utinga. 
Substituição dos BANCOS DE CAPACITORES 230 kV 
111 Mvar cada, BC1, BC2, BC3 3 e BC4, na SE Vila do 
Conde. 
9.233.929,22 
2,0 
1.533.409,32 
Substituição de REATORES RT1 (VCRE7-01) 500 kV, 
3x55 MVAr, e RTR1 (reserva) 500 kV, 55MVAr, na SE 
Vila do Conde. 
7.315.221,78 
2,0 
2.156.037,19 
Substituição de BANCO DE CAPACITORES BC1 (RPBC6-
01) 230 kV, 30 MVAr, na subestação Rondonópolis. 
1.867.972,83 
2,0 
304.497,88 
Total 
396.353.346,41 
- 
64.910.086,44 
CGT 
ELETROSUL 
Substituição da fase B do Reator RT2 525 kV, 150 
MVAr, da SE Gravataí. 
3.555.695,27 
0,0 
466.763,79 
Substituição do autotransformador monofásico (fase 
B) do banco de autotransformadores ATF1 525/230 
kV, 224 MVA, da SE Gravataí. 
10.049.526,85 
0,0 
1.326.286,48 
Total 
13.605.222,13 
 
1.793.050,27 
Total Geral 
508.535.638,49 
 
81.654.810,73 
--- 
 
Referência de preço: junho de 2020. 
27. 
As melhorias indicadas representam valores de investimentos de R$ 508.535.638,49 
(quinhentos e oito milhões, quinhentos e trinta e cinco mil, seiscentos e trinta e oito reais e quarenta e 
nove centavos), a preços de junho de 2020, para os quais foi calculado adicional de RAP no total de R$ 
81.654.810,73 (oitenta e um milhão, seiscentos e cinquenta e quatro mil, oitocentos e dez reais e setenta 
e três centavos). 
28. 
Cabe destacar que esta autorização e o estabelecimento das parcelas adicionais de RAP 
atendem ao “Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica, Ciclo 2019 – POTEE 2019”. 
 
III - DIREITO  
 
29. 
A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: (i) na Lei nº 
9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) na Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (iii) na Lei nº 9.648, de 27
  Transmissora      Empreendimento      Investimento      O&M      RAP      REN 905/20  
      (UGTF6-02) 230/69-13,8 kV, 3x50 MVA, da SE Utinga.                            
      Substituição dos BANCOS DE CAPACITORES 230 kV
111 Mvar cada, BC1, BC2, BC3 3 e BC4, na SE Vila do
Conde.      9.233.929,22      2,0      1.533.409,32          
      Substituição de REATORES RT1 (VCRE7-01) 500 kV,
3x55 MVAr, e RTR1 (reserva) 500 kV, 55MVAr, na SE
Vila do Conde.      7.315.221,78      2,0      2.156.037,19          
      Substituição de BANCO DE CAPACITORES BC1 (RPBC6-
01) 230 kV, 30 MVAr, na subestação Rondonópolis.      1.867.972,83      2,0      304.497,88          
      Total      396.353.346,41      -      64.910.086,44          
CGT
ELETROSUL      Substituição da fase B do Reator RT2 525 kV, 150
MVAr, da SE Gravataí.      3.555.695,27      0,0      466.763,79          
      Substituição do autotransformador monofásico (fase
B) do banco de autotransformadores ATF1 525/230
kV, 224 MVA, da SE Gravataí.      10.049.526,85      0,0      1.326.286,48          
      Total      13.605.222,13            1.793.050,27          
Total Geral              508.535.638,49            81.654.810,73      ---  

de maio de 1998; (iv) na Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007; (v) na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 
2013; (vi) no Decreto nº 1.717, de 24 de novembro de 1995; (vii) no Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 
1998; (viii) nas Resoluções Normativas nº 67 e nº 68, ambas de 8 de junho de 2004; (ix) na Resolução 
Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011; e (x) Resolução Normativa nº 643, de 16 de dezembro de 2014. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
30. 
Em face do exposto e considerando o que consta nos autos dos Processos nos 
48500.001153/2020-11, 
48500.001154/2020-66, 
48500.001155/2020-19, 
48500.001157/2020-08, 
48500.001159/2020-99, 48500.001160/2020-13 e 48500.001161/2020-68, voto pela emissão da 
Resolução Autorizativa anexa, que autoriza a Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Contrato de 
Concessão n° 061/2001, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Contrato de Concessão n° 058/2001, 
Cia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – Contrato de Concessão n° 059/2001, Companhia de 
Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil - Contrato de Concessão n° 057/2001, Afluente 
Transmissão de Energia Elétrica S.A. - Contrato de Concessão n° 001/2010, e Cemig Geração e Transmissão 
S.A. - Contrato de Concessão n° 006/1997 a realizar as melhorias em instalações de transmissão sob sua 
responsabilidade, estabelecendo o correspondente valor das parcelas da Receita Anual Permitida – RAP, 
a preços de junho de 2020.  
 
Brasília, 20 de abril de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor