VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.001321/2021-50 
 
INTERESSADA: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - CHESF 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição – SCT 
 
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento de Parcela da Receita Anual Permitida – RAP referente à 
reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Companhia Hidro Elétrica do São 
Francisco - CHESF. 
 
 
 
I - RELATÓRIO 
 
1. 
Em 29 de Junho de 2021, a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de 
Transmissão e Distribuição (SCT), emitiu a Nota Técnica nº 433/20211, em que trata da autorização e 
estabelecimento de Parcela da Receita Anual Permitida (RAP), pela realização de reforços em instalações 
de transmissão sob responsabilidade da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - CHESF, Contrato de 
Concessão nº 005/2012. A Superintendência recomendou que a Diretoria autorize a CHESF a realizar os 
reforços listados no Anexo I e estabeleça os valores das parcelas adicionais de RAP, de acordo com os 
cronogramas estabelecidos no Anexo II. 
 
2. 
Tal análise foi decorrente de Correspondência2 datada de 26 de fevereiro de 2021, em que 
o ONS classificou o presente reforço com a prioridade “P2: Eliminar necessidade de restrição de 
escoamento de geração”. 
 
3. 
Os empreendimentos em análise estão relacionados na Tabela I, em que são apresentados 
o plano em que consta, a data de necessidade, o prazo para entrada em operação comercial, o número 
de Processo ANEEL, a referência do ofício de solicitação de informações encaminhado pela ANEEL à 
Empresa e a resposta contendo as informações encaminhadas pela Concessionária.   
 
 
 
 
 
 
 
1 Nota Técnica nº 433/2021-SCT/ANEEL. Documento SicNet nº 48526.003443/2021-00. 
2 Carta CTA-ONS DPL/PL 0184/2021. Documento SicNet nº 48513.005001/2021-00.

Empreendimento 
Plano 
Data de 
Necessidade 
Entrada em 
operação (1) 
Processo ANEEL 
Ofício ANEEL 
Carta 
Empresa 
SE Poções II   
Instalação 
do 
3º 
transformador 230/138kV – 
100MVA   
Plano de Outorgas 
de Transmissão de 
Energia Elétrica, 
2020 
jan/2023 
Até 30 meses 
48500.001321/2021-50 
195/2021-
SCT/ANEEL, 
de 16.04.2021 
Document
o n° 001-
POD05-PB-
GE-RP 
Tabela I - Empreendimentos em análise. (Fonte: SCT) 
 
 
4. 
Em 5 de julho de 2021, mediante sorteio, o processo foi a mim distribuído. 
 
5. 
É o Relatório. 
 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
6. 
Trata-se de autorização e estabelecimento de Parcela da Receita Anual Permitida – RAP 
pela realização de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da CHESF, Contrato de 
Concessão nº 005/2012.  
 
SE Poções II 
 
7. 
Conforme consta no documento “Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica, 
2020”: 
 
“deverá ser instalado o 3º transformador trifásico 230/138kV - 100MVA, conforme indicação feita 
no Plano Elétrico de Médio Prazo das Instalações de Transmissão do SIN justificada como: “Evitar 
sobrecarga no transformador remanescente na contingência de um dos TRs 230/138 kV dessa 
subestação”. 
 
8. 
A adequação do Módulo Geral requerida pela Transmissora (com a instalação de bancos 
de bateria e retificadores), foi considerada conforme o valor por ela informado atualizado pelo IPCA para 
junho de 2021. Com relação ao cronograma de execução foi considerado o prazo de 30 meses conforme 
solicitado pela concessionária.  
9. 
Para a consideração apresentada no parágrafo anterior, parte-se do pressuposto de que o 
Banco de Preços de Referência da ANEEL – BPR idealizou a expansão das instalações de transmissão de 
forma modular.3 Assim, o preço do serviço de transmissão é formado pelas unidades modulares do BPR, 
sendo o módulo a unidade mínima de preço a ser utilizada nas estimativas de expansões. A aplicação do 
BPR para reforços que não completam uma unidade modular aproxima o Valor Novo de Reposição - VNR 
do custo incorrido pela transmissora na medida em que são considerados os quantitativos informados 
pela transmissora. Desta forma, optou-se, em consonância com o Submódulo 9.7 dos Procedimentos de 
Regulação Tarifária – PRORET, por utilizar os valores declarados pela Transmissora, os quais serão 
 
3 Vide Nota Técnica nº 099/2008–SRT/ANEEL, de 26 de dezembro de 2008 e Resolução Homologatória nº 758, de 6 de janeiro 
de 2009.
Empreendimento  Plano  Data de
Necessidade  Entrada em
operação (1)  Processo ANEEL  Ofício ANEEL  Carta
Empresa
SE Poções II
Instalação do 3º
transformador 230/138kV –
100MVA  Plano de Outorgas
de Transmissão de
Energia Elétrica,
2020  jan/2023  Até 30 meses  48500.001321/2021-50  195/2021-
SCT/ANEEL,
de 16.04.2021  Document
o n° 001-
POD05-PB-
GE-RP
Data de
Necessidade
Entrada em
operação (1)
Carta
Empresa

aplicados de forma provisória, podendo a parcela adicional de RAP sofrer alteração em virtude de 
fiscalização a ser realizada sobre os custos praticados pela Transmissora para a implementação das obras. 
O Anexo da Resolução discriminará para cada item a precificação do tipo de investimento adotado se pelo 
Banco de Preços ou orçamento da Concessionária. 
10. 
Uma especificidade do presente processo autorizativo é que o Contrato nº 05/2012 teve 
anuência da ANEEL para o uso de tecnologia diferente da constante originalmente para a contratação da 
outorga. Tal anuência ocorreu por meio do Despacho nº 539, de 28 de fevereiro de 2013, emitido pela 
SCT, e permitiu a Transmissora empregar módulos compactos isolados a hexafluoreto de enxofre (SF6).  
11. 
 Na instrução de tal permissão ocorreu uma reunião entre ONS, ABB, CHESF e ANEEL em 4 
de outubro de 2012, para tratar sobre a implementação da subestação Poções II com a citada tecnologia. 
Na ata da respectiva reunião, no item 2.8, foi relatado, que necessidades futuras de expansão na SE 
Poções II poderiam ocorrer com o uso de tecnologia convencional (com isolamento a ar ao invés do uso 
de SF6). Ou seja, as expansões de barramento nessa subestação não precisavam estritamente empregar 
a mesma tecnologia com SF6. Assim, no presente caso, o padrão construtivo da Subestação Poções II não 
vincula novos entrantes ou novas Funções Transmissão a utilizarem módulos com tecnologia a SF6. 
12. 
Dessa forma, cabe utilizar como critério de escolha entre o módulo compacto e 
convencional aquele que apresenta maior modicidade tarifária. No caso específico, foi apresentado pela 
Transmissora que a tecnologia com isolamento a SF6 é empregada nos módulos de conexão do novo 
transformador. 
13. 
A CHESF apresentou cotação junto a fornecedor com os valores para a expansão da SE 
Poções II mantendo o emprego de módulos compactos a SF6. A Tabela a seguir apresenta uma 
comparação entre os valores apresentados pela CHESF e os do BPR. 
Módulo 
Valor informado pela 
CHESF (ref. Abril/21) 
Valor informado pela 
CHESF (atualizado 
para ref. jun/21) 
Valor do BPR 
(ref. Jun/21) 
Diferença 
(informado – BPR, 
em R$) 
Diferença 
Conexão de 
transformador 230 kV 
19.967.283,53 
20.195.432,00 
9.045.715,30 
11.149.716,70 
123% 
Conexão de 
transformador 138 kV 
13.804.430,40 
13.962.161,40 
7.022.048,40 
6.940.113,00 
99% 
Tabela II - Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$). (Fonte: SCT) 
 
14. 
Como se observa do comparativo, a tecnologia a SF6 apresenta – na cotação trazida pela 
CHESF – valor muito superior ao módulo corresponde no BPR. Assim, se entende que a presente 
autorização deve considerar os valores de VNR do BPR para os citados módulos, com vistas à modicidade 
tarifária. No entanto, mantem-se inalterada a prerrogativa de gestão própria da transmissora por utilizar 
uma solução tecnológica que apresente desempenho igual ou superior ao outorgado, tal como foi 
decidido quando da implantação da SE Poções II, objeto do Contrato de Concessão nº 005/2012. 
Características gerais: 
15. 
Os procedimentos e metodologias adotados pela SCT atendem ao que dispõe o Módulo 9, 
integrante dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, de que trata a Resolução Normativa nº 
435, de 24 de maio de 2011.
Módulo  Valor informado pela
CHESF (ref. Abril/21)    Valor informado pela    Valor do BPR
(ref. Jun/21)    Diferença    Diferença
      CHESF (atualizado        (informado – BPR,    
      para ref. jun/21)        em R$)    
Conexão de
transformador 230 kV  19.967.283,53  20.195.432,00      9.045.715,30  11.149.716,70      123%
Conexão de
transformador 138 kV  13.804.430,40  13.962.161,40      7.022.048,40  6.940.113,00      99%
Valor informado pela
CHESF (ref. Abril/21)
Valor do BPR
(ref. Jun/21)

16. 
O Submódulo 9.7, aprovado pela Resolução Normativa nº 643, de 16 de dezembro de 2014, 
dispõe que a receita estabelecida em resolução é devida à transmissora a partir da data da entrada em 
operação comercial do empreendimento. 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 subsequente. 
 
17. 
Conforme dispõe o Submódulo 9.1, cuja revisão 4.0 foi aprovada pela Resolução Normativa 
nº 880, de 7 de abril de 2020, a remuneração do capital das concessionárias com revisão periódica apenas 
das parcelas RBNI e RCDM dar-se-á por meio de anuidade atribuída ao ativo, ou unidade modular, durante 
toda sua vida útil. Assim, no cálculo do adicional de RAP foi adotado o perfil plano, apresentado no item 
10.1 do Submódulo 9.7 do PRORET. 
 
18. 
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.  
 
19. 
Em atendimento ao disposto no artigo 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. 
 
20. 
De acordo com o Contrato de Concessão ANEEL nº 005/2012, 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 Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS nos Avisos de Crédito – AVC e Avisos 
de Débito – AVD. Dessa forma, o adicional de RAP para a instalação do reforço em pauta foi calculado sem 
a aplicação da alíquota referente a esses tributos.  
 
21. 
A Tabela 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 segundo a seção 3.1 do Módulo de REN 
nº 905, de 2020. 
 
Empreendimento 
Investimento  O&M  
RAP 
REN 905/20 
SE Poções II   
Instalação do 3º transformador 230/138kV – 100MVA 
29.793.184,69 
2,0 
3.799.353,42 
4.1,a 
Total 
29.793.184,69 
- 
3.799.353,42 
--- 
Tabela III - Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$), referência de preço: junho de 2021. (Fonte: SCT)
  Empreendimento      Investimento      O&M      RAP      REN 905/20  
SE Poções II
Instalação do 3º transformador 230/138kV – 100MVA      29.793.184,69      2,0      3.799.353,42      4.1,a    
  Total      29.793.184,69      -      3.799.353,42      ---  

III - DIREITO 
 
22. 
Esta análise se fundamenta nos seguintes dispositivos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
c) Decreto nº 1.717, de 24 de novembro de 1995; 
d) Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; 
e) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 
f) Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; 
g) Resoluções Normativas nº 67 e nº 68, ambas de 8 de junho de 2004;  
h) Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011; 
i) Resolução Normativa nº 643, de 16 de dezembro de 2014; e 
j) Resolução Homologatória nº 2.514. de 19 de fevereiro de 2019. 
 
 
 
IV - DISPOSITIVO 
 
23. 
A partir de tais argumentos e do que consta no Processo nº 48500.001321/2021-50, voto 
pela emissão de Resolução, conforme minuta anexa, para (i) autorizar a Companhia Hidro Elétrica do São 
Francisco – CHESF, Contrato de Concessão nº 005/2012 a realizar a realizar o reforço listado no Anexo I e 
(ii) estabelecer os valores das parcelas adicionais de RAP, de acordo com o cronograma estabelecido no 
Anexo II. 
 
Brasília, 28 de setembro de 2021. 
 
(Assinatura digital) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor