VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000672/2022-24 e 48500.000673/2022-79 
 
INTERESSADO: Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil (CGT 
Eletrosul) 
 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição (SCT) 
 
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida (RAP) referente 
à implantação de melhorias em instalações de transmissão sob responsabilidade da Companhia 
de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil (CGT Eletrosul) 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
Por meio do Despacho Decisório nº 2 da Secretaria de Planejamento e 
Desenvolvimento Energético (SPE), de 3 de fevereiro de 2021, foi aprovado o Plano de Outorgas 
de Transmissão de Energia Elétrica, Ciclo 2020 (POTEE 2020) - Melhorias de Grande Porte e 
Reforços para Aumento da Vida Útil das Instalações, no qual constam os empreendimentos 
classificados como melhorias de grande porte de responsabilidade da Companhia de Geração e 
Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil (CGT Eletrosul), para autorização e 
estabelecimento de receita pela ANEEL.  
2. 
Em 03 de fevereiro de 2021, por meio do Ofício n° 052/2021-SCT/ANEEL, a 
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição (SCT) 
solicitou ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a relação de priorização de obras do 
POTEE 2020. 
3. 
Mediante a Carta CTA-ONS DPL/PL 0184/20211 , de 26 de fevereiro de 2021, o ONS 
atendeu a requisição do Ofício n° 052/2021-SCT/ANEEL. Nesta relação, as melhorias desta 
 
1 Documento Sicnet nº 48513.005001/2021-00.

instrução foram classificadas como “P5: substituição de equipamentos por fim de vida útil”. 
4. 
Por meio da Nota Técnica nº 92/2022-SCT/ANEEL2, de 7 de fevereiro de 2022, a 
SCT recomendou a autorização e o estabelecimento da parcela da Receita Anual Permitida (RAP) 
referente a melhorias em instalações de transmissão sob responsabilidade da CGT Eletrosul.  
5. 
Na 6ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, realizada em 14 de fevereiro de 2022, 
o processo foi a mim distribuído. 
6. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
 
7. 
Trata-se de autorização e estabelecimento da Parcela da RAP referente à 
implantação de melhorias em instalações de transmissão sob responsabilidade da CGT Eletrosul. 
8. 
As melhorias em análise constam do POTEE de 2020, conforme disposto a seguir: 
 
9. 
Para o POTEE 2020, o ONS realizou uma priorização das obras levando em 
consideração a severidade dos possíveis impactos desses empreendimentos na operação do 
 
2 Documento Sicnet nº 48526.000582/2022-00. 
Tabela I - Empreendimentos em análise do POTEE 2020 
Empreendimento 
Data de Necessidade 
Entrada em 
operação (1) 
Processo ANEEL 
SE GRAVATAI 525 kV 
Substituição do autotransformador monofásico com 
comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 224 MVA, Fase 
A, SE Gravataí. - TR 525/230 kV GRAVATAI TR1 
31/12/2023 
Até 36 meses 
48500.004757/2021-09 
SE GRAVATAI 525 kV 
Substituição do autotransformador monofásico com 
comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 224 MVA, Fase 
C, SE Gravataí. - TR 525/230 kV GRAVATAI TR1 
31/12/2023 
Até 36 meses 
48500.004757/2021-09 
SE CURITIBA 525 kV 
Substituição do autotransformador monofásico com 
comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 224 MVA, Fase 
B, SE Curitiba. -TR 525/230 kV CURITIBA TR1 PR 
31/12/2023 
Até 36 meses 
48500.004759/2021-90 
SE CURITIBA 525 kV 
Substituição do autotransformador monofásico com 
comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 224 MVA, Fase 
C, SE Curitiba. - TR 525/230 kV CURITIBA TR1 PR 
31/12/2023 
Até 36 meses 
48500.004759/2021-90 
(1) Prazo para entrada em operação comercial, a contar da publicação da respectiva Resolução Autorizativa
Empreendimento  Data de Necessidade    Entrada em    Processo ANEEL
      operação (1)    
SE GRAVATAI 525 kV
Substituição do autotransformador monofásico com
comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 224 MVA, Fase
A, SE Gravataí. - TR 525/230 kV GRAVATAI TR1  31/12/2023  Até 36 meses      48500.004757/2021-09
SE GRAVATAI 525 kV
Substituição do autotransformador monofásico com
comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 224 MVA, Fase
C, SE Gravataí. - TR 525/230 kV GRAVATAI TR1  31/12/2023  Até 36 meses      48500.004757/2021-09
SE CURITIBA 525 kV
Substituição do autotransformador monofásico com
comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 224 MVA, Fase
B, SE Curitiba. -TR 525/230 kV CURITIBA TR1 PR  31/12/2023  Até 36 meses      48500.004759/2021-90
SE CURITIBA 525 kV
Substituição do autotransformador monofásico com
comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 224 MVA, Fase
C, SE Curitiba. - TR 525/230 kV CURITIBA TR1 PR  31/12/2023  Até 36 meses      48500.004759/2021-90

Sistema Interligado Nacional (SIN). Essa análise teve como fundamento os critérios estabelecidos 
e apresentados no Relatório do PAR/PEL – Volume 1 – Tomo 1, que contempla as Obras 
Prioritárias do SIN para os dois primeiros anos (2021-2022). Os critérios adotados na priorização 
dos empreendimentos foram:  
o P0: Equipamentos indicados para controle de tensão na rede básica, e àqueles indicados para 
solucionar problemas de superação de nível de curto-circuito, a partir da integração de novos 
empreendimentos, que exigem a instalação de SEP ou medidas operativas, para promover a 
segurança e o atendimento às cargas em regime normal de operação ou em situação de 
contingência.  
o P1: Eliminar necessidade de corte de carga em condição normal de operação;  
o P2: Eliminar necessidade de restrição de escoamento de geração  
o P3: Eliminar necessidade de geração térmica por razões elétricas  
o P4: Eliminar necessidade de corte de carga em contingências em capitais  
o P5: Substituição de equipamento por fim de vida útil;  
o P6: Não se enquadram nos cinco critérios de priorização listados acima. No entanto, são 
importantes e trazem benefícios ao atendimento aos critérios definidos nos Procedimentos de 
Rede.  
 
10. 
Até o presente momento, conforme exposto pela SCT, foram autorizadas todas as 
obras classificadas como P0 a P4 do POTEE 2020 que possuíam as informações necessárias para 
sua instrução. As obras ora em análise foram classificadas com prioridade P5. 
11. 
Inicialmente destaca-se que as melhorias de grande porte se referem à 
substituição de equipamentos que, em geral, constam no Banco de Preços de Referência (BPR 
ANEEL) e devem ser autorizadas com estabelecimento prévio de receita, conforme determina a 
Resolução Normativa n° 905, de 2020, nos termos dos itens 5.1.2 da Seção 3.1 do Módulo 3 das 
Regras do Serviços de Transmissão. 
12. 
Para os níveis de tensão que não estejam padronizados no BPR ANEEL adotou-se 
a tabela de equivalência do Anexo IV da Nota Técnica nº 203/2018-SRM/SCT/SFF/SGT/ANEEL3 , 
de 07 de dezembro de 2018. 
13. 
A Resolução Homologatória n° 758, de 2009, homologou o BPR ANEEL e as 
metodologias aplicáveis na composição de suas unidades modulares de subestações e linhas de 
transmissão.  Por sua vez a Resolução Homologatória nº 2.514, de 2019, homologou novos 
 
3 Documento Sicnet nº 48580.002050/2018-00.

valores para o BPR ANEEL, a ser utilizado nos processos de autorização, licitação para outorga de 
concessão e revisão tarifária das concessionárias de transmissão de energia elétrica. 
14. 
A metodologia empregada no BPR ANEEL se baseia na regulação por incentivos 
que utiliza preços médios na busca da eficiência. Isso significa que nem todas as transmissoras 
conseguirão realizar suas aquisições de ativos e contratação de serviços em valores inferiores ao 
estabelecido no banco. Haverá custos acima e abaixo do preço médio e incentivo regulatório à 
busca pelo menor preço.   
15. 
Conforme destaca a SCT, o BPR ANEEL foi estruturado com base em unidades 
modulares, sendo estas concebidas a partir da “existência de setores bem definidos em termos 
funcionais, operacionais e físico, como módulos de entradas de linha, módulos de conexão de 
equipamentos e módulos de infraestrutura”. Tal estruturação foi adotada porque essa 
“concepção de subestação facilita as estimativas de sua expansão, caso típico de autorização de 
reforços em instalações de transmissão, por trazer o detalhamento físico e respectivo orçamento 
dos módulos a serem utilizados no empreendimento, conferindo maior flexibilidade na 
elaboração de orçamentos”. 
16. 
Sobre o adicional de periculosidade de que trata o §5° do artigo 1° e as alíquotas 
de Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) tratadas no item II.1.2 do Anexo II da Resolução 
Homologatória n° 2.514, de 2019, para os quais o regramento coloca ser necessário a solicitação 
da concessionária (com os valores de IPI) com a devida justificativa, recomendo incluir na 
autorização comando para que a transmissora encaminhe os valores de IPI e as justificativas para 
os adicionais de periculosidade no prazo de 10 dias após a publicação do ato autorizativo, caso 
deseje que tais informações sejam inclusas na presente autorização.  
17. 
A Resolução Normativa n° 880, de 20204, aprovou novas versões dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), bem como alterou a normatização acerca da 
implementação de reforços e melhorias em instalações sob responsabilidade de transmissoras. 
18. 
Em relação aos investimentos em melhorias de pequeno porte, houve 
 
4 Consolidada por meio da Resolução Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022.

simplificação dos processos conduzidos pela Agência, definindo-se uma anuidade regulatória 
para cobertura dos investimentos dessa natureza a serem realizados ao longo do ciclo tarifário, 
sendo tal valor sujeito a reavaliação a cada revisão tarifária e os investimentos realizados pelas 
empresas incluídos na Base de Remuneração Regulatória (BRR). Segundo o PRORET, Submódulo 
9.1, os “investimentos em melhorias serão calculados apenas às instalações de transmissão 
sujeitas ao processo de revisão periódica da RAP prevista nos contratos de concessão.” Ou seja, 
a anuidade e o reconhecimento desses ativos na BRR quando da revisão, ocorrerá somente para 
as instalações de transmissão não licitadas.  
19. 
Assim, eventuais melhorias de pequeno porte relacionadas às substituições dos 
equipamentos principais não serão consideradas nesta análise. Estas obras devem constar em 
um Plano de Modernização de Instalações (PMI) e terão a correspondente receita estabelecida 
no processo de revisão periódica de RAP, nos termos dos itens 5.1.3 e 5.1.4 da Seção 3.1 do 
Módulo 3 das Regras do Serviços de Transmissão, com a antecipação da anuidade de que trata o 
item 8 do Submódulo 9.1 do PRORET. Deste modo, apenas os equipamentos de grande porte 
foram tratados neste processo autorizativo. 
20. 
Sobre a data de necessidade e prazo de entrada em operação comercial das 
melhorias, destaco que o POTEE 2020 apresentou, para cada uma das obras ora analisadas, a 
data de necessidade sistêmica com base nas informações prestadas pelas transmissoras. Essa 
informação é de grande relevância uma vez que determina a partir de quando esta instalação 
traz benefícios para o sistema elétrico e que o custo pode ser atribuído aos usuários.  
21. 
Em princípio, antecipações em relação à data de necessidade definida pelo 
planejamento setorial e replicadas nos atos autorizativos são vedadas, exceto nos casos de 
solicitação da transmissora e mediante ateste do Ministério de Minas e Energia (MME) e/ou ONS 
de sua necessidade para o melhor desempenho do sistema elétrico.  
22. 
Dessa forma, tais pleitos devem ser realizados à ANEEL com um prazo mínimo de 
60 dias da data entrada em operação comercial prevista pela transmissora, a fim de que se 
disponha de tempo hábil para análise e, caso aprovada, a interação com o ONS para aprovação 
das intervenções e/ou desligamentos na rede elétrica para integração das instalações.

23. 
As melhorias em instalações de transmissão são obras sob gestão da transmissora, 
considerando inclusive os riscos e prejuízos ao sistema elétrico quanto a não implantação dessas 
obras, normalmente necessárias em razão de vida útil esgotada ou sinistro em equipamentos. 
Assim, para implantação das melhorias foram considerados os prazos informados pela 
Transmissora no POTEE. 
24. 
Com relação ao cálculo da RAP, informo que os procedimentos e metodologias 
adotados atenderam ao que dispõe o Módulo 9, integrante do PRORET, de que trata a Resolução 
Normativa nº 435, de 24 de maio de 2011. 
25. 
A Tabela II 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. 
 
26. 
O Submódulo 9.7 do PRORET dispõe que os adicionais de receita estabelecidos em 
Resoluções Autorizativas são devidos à transmissora a partir da data da entrada em operação 
comercial dos empreendimentos.  
27. 
Nos períodos entre revisões as receitas associadas às melhorias e aos reforços têm 
caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação 
comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação 
comercial do reforço ou melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será 
considerada na RAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP 
Tabela II – Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$) 
Empreendimento 
Investimento  
O&M  
RAP 
REN 905/20 
SE GRAVATAI 525 kV 
Substituição do autotransformador monofásico 
com comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 2 x 
224 MVA, Fases A e C, SE Gravataí. - TR 525/230 
kV GRAVATAI TR1 
34.927.759,20 
0,0 
4.542.731,93  
Item 5 da Seção 3.1 do 
Módulo 3 das Regras 
de Transmissão 
SE CURITIBA 525 kV 
Substituição do autotransformador monofásico 
com comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 2 x 
224 MVA, Fases B e C, SE Curitiba. -TR 525/230 
kV CURITIBA TR1 PR 
34.927.759,20 
0,0 
4.542.731,93  
Total 
69.855.518,4 
--- 
9.085.463,86 
--- 
Referência de preço: junho de 2021.
  Empreendimento      Investimento      O&M      RAP      REN 905/20  
SE GRAVATAI 525 kV
Substituição do autotransformador monofásico
com comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 2 x
224 MVA, Fases A e C, SE Gravataí. - TR 525/230
kV GRAVATAI TR1      34.927.759,20      0,0      4.542.731,93      Item 5 da Seção 3.1 do
Módulo 3 das Regras
de Transmissão    
SE CURITIBA 525 kV
Substituição do autotransformador monofásico
com comutador sob carga, TF1, 525/230 kV, 2 x
224 MVA, Fases B e C, SE Curitiba. -TR 525/230
kV CURITIBA TR1 PR      34.927.759,20      0,0      4.542.731,93          
  Total      69.855.518,4      ---      9.085.463,86      ---  

subsequente. 
28. 
Conforme dispõe o Submódulo 9.1 do PRORET, o Custo Anual dos Ativos (CAA) das 
concessionárias com revisão periódica de toda a base de ativos, contemplando as parcelas RBSE, 
RPC, RBNI e RCDM, dar-se-á pela soma das parcelas referentes à remuneração do capital, à 
depreciação e ao custo anual das instalações móveis e imóveis, anualizada para os períodos entre 
revisões. Assim, por se tratar de um Contrato de Concessão prorrogado, no cálculo dos adicionais 
de RAP foi adotado o perfil decrescente, apresentado no item 10.2 do Submódulo 9.7 do PRORET. 
29. 
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.  
30. 
Em atendimento ao disposto no Art. 1º da Portaria nº 318, de 1º de agosto de 
2018, o adicional de RAP é estabelecido considerando-se 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. 
31. 
De acordo com o Contrato de Concessão n° 057/2001, a RAP a ser paga à 
transmissora não considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP e 
COFINS, valor este incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito (AVC) e Avisos de Débito (AVD). Dessa 
forma, os adicionais de RAP para a instalação das melhorias analisadas foram calculados sem a 
aplicação da alíquota referente a esses tributos. 
32. 
O cálculo da RAP para melhorias possui certas particularidades devido à 
necessidade de avaliar a aplicação de desconto relativo à vida útil remanescente e eventual 
cancelamento da RAP do equipamento substituído.  
33. 
Para o cálculo de vida útil remanescente dos equipamentos a serem substituídos 
utilizou-se como data de entrada em operação aquelas indicadas no Sistema de Gestão de

Transmissão (SIGET). 
 
III – DIREITO 
34. 
O presente encaminhamento tem amparo nos seguintes dispositivos legais e 
regulamentares: (i) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 
1995; (iii) Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; (iv) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; (v) 
Decreto nº 1.717, de 24 de novembro de 1995; (vi) Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; (v) 
Resoluções Normativas nº 67 e nº 68, ambas de 8 de junho de 2004;(vi) Resolução Normativa nº 
905, de 08 de dezembro de 2020; (vii) Resolução Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022; 
e (viii) Resolução Homologatória n° 2.514, de 19 de fevereiro de 2019. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
35. 
Diante do exposto e do que consta nos processos nos 48500.000672/2022-24 e 
48500.000673/2022-79, voto pela emissão de Resolução Autorizativa, conforme minuta anexa, 
que (i) autoriza melhorias em instalações de transmissão concedidas à Companhia de Geração e 
Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil por meio do Contrato de Concessão nº 057/2001-
ANEEL e (ii) estabelece as parcelas de Receita Anual Permitida (RAP) e o cronograma para a 
entrada em operação comercial das melhorias em instalações de transmissão de energia elétrica 
autorizadas. 
 
Brasília, 8 de março 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora