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VOTO  
PROCESSO: 48500.000375/2021-06 
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão e Operador Nacional do Sistema Elétrico  
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
RESPONSÁVEL: Diretoria 
ASSUNTO: Pedidos de Reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 
2.895/2021, que estabeleceu a Receita Anual Permitida (RAP) para o ciclo 2021-2022 das 
concessionárias de transmissão e deus outas providências. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
A Resolução Homologatória (REH) nº 2.895, de 13 de julho de 2021, fixou a Receita 
Anual Permitida (RAP) para o ciclo 2021-2022 das concessionárias de transmissão para o período de 
1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022, dentre outras disposições. 
2. 
Em face da REH nº 2.895/2021, protocolaram Pedido de Reconsideração diversas 
concessionárias de transmissão1. 
3. 
Em 26 de julho de 2021, na 29ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi 
distribuído à minha relatoria. 
4. 
Em 2 de setembro de 2021, com complemento em 4 de outubro de 2021, a 
 
1 Sicnet: 48513.019692/2021-00, 48513.020208/2021-00, 48513.020328/2021-00, 48513.020321/2021-00, 48513.020325/2021-00, 
48513.020304/2021-00, 
48513.020308/2021-00, 
48513.020305/2021-00, 
48513.020309/2021-00, 
48513.020326/2021-00, 
48513.020258/2021-00, 
48513.020260/2021-00, 
48513.020281/2021-00, 
48513.020301/2021-00, 
48513.020253/2021-00, 
48513.020346/2021-00, 
48513.022809/2021-00, 
48513.020341/2021-00, 
48513.022818/2021-00, 
48513.020338/2021-00, 
48513.020334/2021-00, 
48513.020332/2021-00, 
48513.020350/2021-00, 
48513.020361/2021-00, 
48513.020357/2021-00, 
48513.020356/2021-00, 
48513.020363/2021-00, 
48513.020344/2021-00, 
48513.022864/2021-00, 
48513.020349/2021-00, 
48513.020352/2021-00, 
48513.020354/2021-00, 
48513.020355/2021-00, 
48513.020358/2021-00, 
48513.020360/2021-00, 
48513.020359/2021-00, 
48513.020362/2021-00, 
48513.020364/2021-00, 
48513.020365/2021-00, 
48513.020367/2021-00, 
48513.020378/2021-00, 
48513.020376/2021-00, 
48513.020379/2021-00, 
48513.020370/2021-00, 
48513.020375/2021-00, 
48513.020369/2021-00, 
48513.020371/2021-00, 
48513.020372/2021-00, 
48513.020373/2021-00, 
48513.020374/2021-00, 
48513.020327/2021-00, 48513.020353/2021-00, 48513.020366/2021-00 e 48513.020368/2021-00. 
37ª Reunião Pública Ordinária 
05/10/2021

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Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) analisou2 os dados e argumentações constantes em 
parte dos Pedidos de Reconsideração. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
5. 
Trata-se da análise de mérito dos Pedidos de Reconsideração protocolados em face 
da REH nº 2.895/2021. Em razão de serem vários os Pedidos de Reconsideração, optou-se por dividir 
sua análise em duas partes.  
6. 
Nessa primeira parte, trago para decisão da Diretoria da ANEEL apenas os Pedidos de 
Reconsideração em que há valores a serem retificados por erro material. 
7. 
Após o protocolo dos Pedidos de Reconsideração, a SGT verificou que na instrução 
processual que resultou na publicação da REH nº 2.895/2021 foi considerado no cálculo das 
concessionárias prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, proporções invertidas das receitas 
classificadas como RBSE e RPC. Além disso, no cálculo automatizado da PA Apuração não foram 
consideradas na RAP os valores de desconto de Parcela Variável (PV). 
8. 
Outros erros identificados e que serão retificados nesta etapa referem-se à inclusão 
de Termos de Liberação (TL) não cadastrados no Sistema de Gestão da Transmissão (SIGET) e a 
inclusão de Parcela de Ajuste (PA) relativas a atos não identificados na homologação ordinária da 
RAP.  
9. 
Os erros identificados até o momento atingiram várias concessionárias de 
transmissão, resultando em diferenças expressivas em suas receitas. Por esse motivo, fez-se essa 
opção de analisar primeiro os erros materiais de checagem mais rápida, com as necessárias 
retificações, para oportunamente realizar a avaliação e correção de eventuais erros não tratados 
nesta etapa e a análise de mérito dos demais tópicos apontados pelos requerentes nos Pedidos de 
Reconsideração. A Tabela 1 apresenta uma síntese dos tópicos constantes de Pedido de 
 
2 Nota Técnica nº 212/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.001383/2021-00 e Nota Técnica nº 228/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 
48581.001509/2021-00.

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Reconsideração, sendo que a última coluna indica quais tópicos são objetos de julgamento nessa 
primeira parte da análise. 
Tabela 1. Pedidos de Reconsideração em face da REH nº 2.895/2021. 
Agente 
Objeto do Pedido de Reconsideração 
Análise na 
retificação 
MGE 
(i) Consideração das receitas do 2º Banco de Autotransformadores da SE Viana 2; 
(ii) Revisão da PA Apuração referente ao faturamento realizado no último ciclo, a partir de 
fevereiro de 2021, cuja compensação no ciclo 2021-2022 se demonstra indevida. 
Não 
CEMIG GT 
(i) Retificação da RAP de O&M dos ativos de RBSE: RAP PRT 579/2012; 
(ii) Reconsideração do critério de cancelamentos das RAPs de O&M da RBSE do equipamento 
substituído; 
(iii) Estabelecimento da RAPs das RBNIAs que entraram em operação no ciclo 2020-2021; 
(iv) Reconhecimento da PA da REA nº 10.200/2021, relativa a RAP da data de entrada em 
operação até o 30/06/2021; 
(v) Retificação da PA de apuração da Rede Básica, relativa à consideração da PV; 
(vi) Retificação da PA de apuração da Rede Básica de Fronteira; 
(vii) Retificação da PA outros ajustes: Dif entre RAP DIT da REA 2725/2020 e DSP 1698/2021; 
(viii) Reinclusão do módulo EL 138 kV S.G do Para DIST 9, IdeMdl 27788, da SE S.G.Pará na lista 
de módulos. 
Sim (itens (i), 
(iv), (v)) 
IeMadeira 
Os valores correspondentes à “PV” não foram considerados no cálculo da PA Apuração. 
Sim 
ABRATE 
Erro no cálculo da RAP das transmissoras afetadas pela Lei 12.783/2013 quanto à aplicação da 
trajetória da receita associada ao O&M. 
Sim 
TAESA 
NTE 
SÃO PEDRO 
(i) Ausência de Reforço referente ao Contrato de Concessão nº 002/2002. Não consta o reforço 
autorizado por meio da REA n° 4.347, de 24 de setembro de 2013, na SE Angelim II. Ainda gerou 
PA negativa, que julga indevida.; 
(ii) Os módulos IdeMdl nº 38702 e IdeMdl nº 38703 são de propriedade da Concessionária 
CHESF (Contrato de Concessão nº 61/2001) e não da SÃO PEDRO. 
(iii) Erro na PA Apuração da transmissora MARIANA  
(iv) Forma de correção das PA (manifestado anteriores); 
Sim (item (iii)) 
EATE; EBTE; 
ENTE; ESDE; 
ETSE; STC; 
Transirapé; 
e TBE 
(i) Erro na identificação do índice de atualização da “PA Aut. Sem RAP Prévia” para as 
transmissoras EATE e ENTE; 
(ii) Os valores correspondentes à Parcela Variável “PV” divergem dos apurados nos AVC do ONS 
(EBTE, ESDE e ETSE e Transirapé); 
(iii) Não foi localizada PA do valor de Ajuste referente ao descasamento das REH das 
distribuidoras versus as REH das transmissoras; 
(iv) Não foi localizada a planilha com o cálculo da PA Outros Ajustes das DIT e RB da ESDE; 
(v) Não foram estabelecidas receitas de reforços (REH 2.892/2021) das transmissoras EATE e 
Transirapé. 
Não 
IeGaranhuns 
Os valores correspondentes à Parcela Variável “PV” não foram considerados no cálculo da PA 
Apuração 
Sim 
Odoyá; JMM 
Esperanza; 
Não foi considerada PA em função da REH nº 2.826/2021 (Revisão postergada de transmissoras). 
Alega que o parcelamento é indevido. 
Sim 
EQTL 04; 06; 
07; 08; e 
Intesa 
(i) Foram descontadas, via PA Apuração, as receitas devidamente recebidas após entrada em 
operação devido a desconsideração de TL no Siget.  
Sim 
ARGO; 
ARGO III 
(i) O índice de IPCA utilizado na PA Apuração diverge do definido no processo; 
(ii) Eventual erro de PA Apuração de instalações que deveriam constar como em operação 
comercial; 
(iii) Eventual erro na PA Outros Ajustes – Suspensão de Pagamento Base na FT CS 167 / -87 Mvar 
JI-PARANA 1 RO. Segundo a transmissora, esse ajuste foi processado no ciclo anterior. 
Não 
Arteon Z1 
A transmissora discorda de apuração da PA – Rede Básica e PA – Rede Básica de Fronteira da 
competência 06/2020, considerando que o desconto de 10% já ocorrera no ciclo anterior; 
Sim 
Arteon Z1 
A transmissora discorda de apuração da PA – Rede Básica e PA – Rede Básica de Fronteira da 
competência 05/2020, considerando que o desconto de 10% já ocorrera no ciclo anterior; 
Não

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Mantiqueira 
A transmissora alega que o resultado da revisão (10,33%, aprovado pela REH 2.882/2021) não 
foi considerado no reajuste. 
Não 
Chesf 
(i) 
Requer que o recurso ao resultado da REH nº 2.892/2021 (estabelecimento de RAP 
referentes a reforços autorizados sem RAP Prévia) seja considerado no RAP ciclo 2022-2023. 
(ii) Recursos relacionados à ICG (NT 144/2021-SGT/ANEEL); 
(iii)  Inconsistências da NT 149/2021-SGT/ANEEL; 
(iv) Requer o ajuste de proporção entre as receitas de O&M (RBSE e RPC) das transmissoras 
prorrogadas 
Sim (item (iv)) 
IeAguapeí 
(iii) Não foram considerados TL emitidos pelo ONS, o que afetou a PA Apuração (devolução 
indevida) e a RAP do ciclo. 
(iv) Requer o recebimento do valor integral da RAP referente aos módulos que entraram em 
operação no ciclo 2020-2021. 
(v) Foram pleiteadas ainda ajustes na lista de módulos para (a) ajustar nomenclatura; (b) ajustar 
Função Transmissão (FT); (c) ajustar Tipo de Uso; e (d) ajustar Usuário. 
Sim (itens (i) e 
(ii)) 
Furnas 
(i) Erro material no cálculo da RAP relativa à trajetória da receita de O&M da PRT 579; 
(ii) Os componentes econômico e financeiro da PRT 120 estão superestimados, quando 
comparados com os valores da REH nº 2.848/2021 (revisão); 
(iii) Houve exclusão indevida de reforços e melhorias na SE Itumbiara (IdeRct 110076, 113875 e 
113883) na lista de módulos 2021-2022. 
(iv) A ANEEL considerou alguns reforços como “RBNIA – situação prevista”, apesar de terem 
entrado em operação no ciclo 2020-2021. Deveriam ser “RBNI – situação ativa”. 
(v) Requer que o recurso ao resultado da REH 2892/2021 (estabelecimento de RAP referentes 
a reforços autorizados sem RAP Prévia) seja considerado na RAP do ciclo 2021-2022. 
(vi) Requer que o recurso ao resultado do DSP 1698/2021 (recurso à RAP do ciclo 2020-2021) 
seja considerado na RAP do ciclo 2021-2022. No caso, foi provido, mas o resultado (Anexo IV da 
Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL) estava errado. 
(vii) Discorda do valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão 
publicado na REH nº 2.725/2020 e o do Despacho nº 1.698/2021 (após recursos). 
(viii) Os valores correspondentes à Parcela Variável “PV” não foram considerados no cálculo da 
PA Apuração; 
(ix) Solicita disponibilização de memória de cálculo, em Excel, com maior detalhamento e 
abertura das obras e valores das receitas consideradas para os cálculos da PA Apuração de RB 
Fronteira e reconsidere os valores do cálculo da ANEEL a partir de sua memória de cálculo. 
(x) Apresenta possível erro material no cálculo da PA associada à Anuidade de Melhorias de 
Pequeno Porte (REH nº 2.848/2021). 
(xi) Identifica possível erro na atualização da PA Revisão da Base Incremental (Retroatividade e 
Postergação). 
Sim (itens (i), 
(viii)) 
COPEL 
(i) Requer inclusões de módulos e alterações de titularidade na Lista de módulos aprovadas; 
(ii) Discorda do valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão 
publicado na REH 2725/2020 e o do Despacho 1698/2021 (após recursos). 
(iii) Reclama da não realização de cálculo de PA em favor da COPEL GT devido à transferência de 
titularidade de DIT; 
(iv) Apresenta erros na identificação de usuários pagadores de DIT; 
(v) Identifica erro material no cálculo da RAP das transmissoras afetadas pela Lei 12.783/2013 
quanto à aplicação da trajetória da receita associada ao O&M 
Sim (item (v)) 
CELG GT 
(i) Informa que deve ter ocorrido erro material na definição da receita do equipamento de IdeMdl 
20685.  
(ii) Informa que não foi considerada receita de obra estabelecida sem RAP Prévia pela RE 
5861/2016 e que entrou em operação comercial em 5/2/2021. 
Não 
CGT 
Eletrosul 
(i) Reclama de erro material nas planilhas de cálculo da RAP de O&M (PRT 579); 
(ii) Discorda do ajuste pela transferência de ativos para a CELESC. O correto seria a 
redistribuição da RAP vigente da PRT 579/2012 entre os módulos restantes da concessão e a 
retirada de receita de O&M dessas instalações nos termos dos custos unitários estabelecidos do 
Anexo III do Submódulo 9.1 do PRORET; 
(iii) Requer-se a retificação da lista de módulos de modo que as capacidades de potência reativa 
estejam aderentes às capacidades operacionais dessas instalações. 
(iv) Requer a reavaliação da RAP homologada à Conversora de Uruguaiana (PRT 624/2014), de 
modo que seja realizado tratamento específico, dado o fim da concessão. 
Sim (item (i))

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CEEE 
(i) Reclama de erro material nas planilhas de cálculo da RAP de O&M (PRT 579); 
(ii) Reclama de erro na PA Apuração relativa à PV; 
(iii) Discorda do valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão 
publicado na REH 2725/2020 e o do Despacho 1698/2021 (após recursos). Identifica erro na 
identificação do índice de atualização da referida PA. 
(iv) No DSP 1698/2021 (§135 da NT), foi acatado pleito referente à PA de ajuste da UTE 
Uruguaiana. Contudo, o mesmo não foi considerado na REH 2895/2021. 
(v) Constam módulos de transformadores que serão terminantemente desativados. 
(vi) Não foram consideradas receitas de reforços (REH nº 6.766/2017), referentes à SE 
Farroupilha; 
(vii) Requer as planilhas de cálculo relativas às desativações do Contrato 055/2001. Em especial, 
SE Porto Alegre 4. 
Sim (itens (i), 
(ii)) 
EDP T;       
EDP MA II 
(i) Reclama de erro na PA Apuração relativa à PV; 
(ii) Relata a necessidade de correção dos valores de PIS/COFINS faturados a maior nos meses 
de janeiro e fevereiro de 2021, por meio da Parcela de Ajuste 
Sim (item (i)) 
ETVG 
Reclama de erro na PA Apuração relativa à PV 
Sim 
ETES 
identificou a necessidade retificar a PA Apuração referentes à rubrica de Parcela Variável. 
Sim 
Evrecy 
(i) Solicita ajustes na lista de módulos para alteração de nomenclatura e ajustes em módulos; 
(ii) Identificou a necessidade retificar os valores da PA – Apuração referentes à rubrica de PV. 
Sim (item (ii)) 
IeItaquere 
(i) Solicita ajustes na lista de módulos (alteração de nome e inclusão de equipamento); 
(ii) Possível erro na PA Apuração devido à desconsideração do equipamento de IdeMdl 31341 
Sim (item (ii)) 
Eletronorte 
(i) Erro material no cálculo da RAP relativa à trajetória da receita de O&M da PRT 579; 
(ii) Incompatibilidade de obras planejadas, sendo necessário incluir as alterações realizadas pela 
REA nº 8.994/2020; 
(iii) Diferença entre a análise dos recursos e a REH nº 2.725/2020; 
(iv) Diferença na PA Postergação da revisão de 2020; 
(v) Diferença na PA referente ao resultado dos Pedidos de Reconsideração em face das REH nº 
2.702/2020 e nº 2.705/2020 
Sim (itens (i) 
(iii) e (iv)) 
ONTE 
(i) Foi desconsiderada a PA relativa ao SMF (Anexo II da REA nº 10.032/2021); 
(ii) Discute o mérito da própria REA nº 10.032/2021; 
(iii) Pede ajustes imediatos pelos ONS do item (i). 
Sim (item (i)) 
CTEEP 
(i)    A Retificação de obras de reforços (REA nº 9.187/2020) que não constam na lista de módulos. 
(ii) Vários outros ajustes na lista de módulos, incluindo alteração do nome de instalações, 
reclassificações. 
(iii) Revisão do componente Econômico da RBSE. 
(iv) Revisão da proporção financeiro e econômico da RBSE. 
(v) Diferença entre a PA atribuída aos encargos conexão publicado na REH nº 2.725/2020 e no 
Despacho nº 1.698/2021 (após recursos) no período de 01/07/2020 a 30/06/2021; 
(vi) Faltam valores da PV na Apuração de RB; 
(vii) Faltam módulos operativos na Apuração da RB; 
(viii) Divergência da RMEL relativa ao DSP 1.698/2021 na Apuração de RB; 
(ix) Divergência da RCDM aprovada pelo DSP 1698/2021 na Apuração de DIT Compartilhada; 
(x) As FT relativas aos equipamentos de IdeMdl 31748 e IdeRct 111966 foi classificada como 
prevista. 
(xi) O valor da PA Revisão citada na NT 086/2021-SGT/ANEEL diverge do Anexo de PA; 
(xii) Não foram consideradas PA definidas pelas REA 10.144/2021, 10.201/2021 e 10.202/2021.  
Sim (itens (iii), 
(iv), (vi), (xii)) 
ETB 
(i) Trecho 2 - LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Gentio do Ouro II entrou em operação em data 
posterior à considerada no Siget, o que afetou a PA Apuração, pagando mais a transmissora que 
o devido; e 
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.  
Sim (item (ii)) 
IeBiguaçu 
(i) Faltou incluir na lista de módulos MG para a SE BIGUAÇU 
(ii) Deve-se realizar novo rateio em função da inclusão do MG 
Não 
ETEM 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
Sim 
TME 
(i) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
(ii) A PA Apuração referente à RBNI não utilizou o índice correto de 8,06%. 
Sim (item (i))

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ETAP 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
Sim 
LMTE 
A transmissora reclama da PA Outros Ajustes – Suspensão de Pagamento Base, relativa à RB. 
Não 
ETC 
A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
Sim 
Grupo 
CELEO 
(i) O Grupo defende que a “PA Outros Ajustes – PA Postergação” deve ser paga em parcela 
única e não em 4 parcelas. 
(ii) O Grupo defende que a PA Apuração da SITE está com equívoco na rubrica RBL. 
(iii) O Grupo defende que o Art. 2º da REH nº 2.844/2021, deferindo o recurso interposto pela 
LTT, o valor de “Outras Receitas” de R$ -824.036,63 da REH nº 2.705/2020 (ref. jun/19) foi 
reduzido para R$ -681.246,13 (ref. jun/19). Porém, na “PA Revisão” de Outras Receitas da REH 
nº 2.895/2021, a ANEEL considerou 1/3 de R$ -824.036,63. 
(iv) O Grupo defende que a PA Apuração de todas as empresas dos grupos desconsiderou ajustes 
de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos descontos referentes a parcela variável 
aplicados pelo ONS. 
Sim (itens (i), 
(ii) e (iv)) 
PBTE 
A empresa reclama de erro na PA Apuração quanto à atualização dos valores apresentados. 
Não 
GSTE 
Faltou considerar em operação reforço autorizado e a respectiva PA indicada pela SCT na NT nº 
120/2020-SCT/ANEEL, cuja SGT informou que consideraria no ciclo. 
Não 
IeJapi 
(i) 
Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento, 
ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.) 
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
Sim (item (ii)) 
IENNE 
(i) 
Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento, 
ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.) 
(ii) Defende que o componente da RBL no mês de outubro de 2020 da PA Apuração não é zero. 
(iii) Existe inversão de valores da PV entre competências.  
Não 
LTTE 
Defende que a decisão constante no Despacho nº 1.698/02021 não foi considerada na PA 
Outros Ajustes Rede Básica. 
Não 
IePinheiros 
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento, 
ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.) 
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
(iii) A PA Autor. Sem RAP Prévia considerou data equivocada da entrada em operação da SE 
Getulina. 
Sim (item (ii)) 
Iesul 
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento, 
ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.) 
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
Sim (item (ii)) 
IeTibagi 
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento, 
ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.); 
(ii) Defende que a PA Apuração relativa ao Contrato 026/2017 está equivocada em função da 
não consideração do ajuste do primeiro termo aditivo ao respectivo contrato; 
(iii) Defende que a “PA Outros Ajustes” possui erros de atualização do índice (considera os 
números-índice de 10/2016 a 05/2021 e não considera a redução de receita citada no item (ii). 
Não 
IeMG 
(i) A transmissora informa que faltou incluir o módulo MG 500 kV NEVES 1 MG2 MG na lista de 
módulos do processo de reajuste 2021-2022; 
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
Sim (item (ii)) 
Grupo 
Neoenergia 
(i) Solicita o recálculo da PA Apuração das transmissoras do grupo em função da 
desconsideração da PV no cálculo; 
(ii) Incluir os valores do mês de junho de 2020 no cálculo da PA Outros Ajustes”; 
(iii) Revisar a PA Apuração da Neoenergia Dourados em função de eventual erro nas informações 
de “RBL Novas” dos meses de 04 e 05/2021 devido a entrada em operação da “FT LT 230 kV 
CAMPO GRANDE 2/IMBIRUSSU C-2 MS”; 
(iv) Revisar a PA Apuração da Neoenergia Biguaçu em função de eventual erro nas informações 
de “RBL Novas” dos meses de 06 2020 a 05/2021 os valores estarem em desacordo com firmado 
pela REH nº 2.725/2020. 
Sim (item (i)) 
TPE 
(i) Reconhecer a RAP de RBNI autorizado pela REA 8.450/19, para o ciclo de 2021-2022; 
Não

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(ii) Revisar a PA Apuração relativa às receitas descritas no item anterior. 
IeItapura 
(i) 
Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos e inclusão de módulos, etc.); 
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos 
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS. 
Sim (item (ii)) 
IeItaunas 
(i) 
Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos e inclusão de módulos) 
Não 
 
10. 
Após a realizada as correções da RAP indicadas na Tabela 1, a SGT encaminhou3 os 
cálculos preliminares para os agentes afetados e, com base na análise desses agentes, efetuou 
ajustes relacionados às retificações tratadas nesta etapa do processo. 
11. 
Feito esse resumo, passo a discorrer sobre os tópicos constantes nesta retificação. 
III.1 Ajuste de proporção entre as receitas de O&M (RBSE e RPC) das transmissoras prorrogadas 
12. 
A SGT verificou, conforme Tabela 2, consideração equivocada das proporções das 
receitas com O&M (RBSE e RPC) das concessionárias prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013. 
Os agentes afetados por esse ajuste manifestaram-se favoráveis à memória de cálculo 
disponibilizada, o que não exclui a possibilidade de eventuais correções em função de outros 
méritos questionados. 
Tabela 2. Proporções das receitas com O&M (RBSE e RPC). 
Concessionária 
Contrato 
Proporção (REH Nº 2.895/2021) 
Proporção (retificação) 
RBSE 
RPC 
RBSE 
RPC 
CHESF 
061/2001 
0,7374 
0,2626 
0,9057 
0,0943 
ELETRONORTE 
058/2001 
0,9602 
0,0398 
0,9449 
0,0551 
FURNAS 
062/2001 
0,8879 
0,1121 
0,6384 
0,3616 
CTEEP 
059/2001 
0,9057 
0,0943 
0,7027 
0,2973 
CELG G&T 
063/2001 
0,9056 
0,0944 
0,9602 
0,0398 
ELETROSUL 
057/2001 
0,7027 
0,2973 
0,8765 
0,1235 
CEEE-GT 
055/2001 
0,9449 
0,0551 
0,7374 
0,2626 
COPEL-GT 
060/2001 
0,8756 
0,1244 
0,9056 
0,0944 
CEMIG-GT 
006/1997 
0,6384 
0,3616 
0,8879 
0,1121 
III.2 Ajuste na PA Apuração em função da desconsideração da PV 
13. 
Na RAP homologada pela REH nº 2.895/2021 não foi considerada na PA Apuração os 
valores de PV na parcela de receitas homologadas pela ANEEL. Em função disso, as transmissoras 
que tiveram esse tipo de glosa em função de indisponibilidade ou restrição operativa das instalações 
 
3 Ofício Circular nº 19/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.001273/2021-00.

8 de 17 
 
 
 
integrantes da Rede Básica sob sua responsabilidade estariam tendo as glosas devolvidas, o que não 
está correto. 
14. 
As razões para o problema foram identificadas e, a priori, corrigidas. Contudo, na 
análise do cálculo preliminar da retificação, o grupo Equatorial Energia informou que as retificações 
das concessões da EQTL 4 e EQTL 6 estariam corretas, mas as relativas às concessões da EQTL7, 
EQTL 8 e Intesa não estariam com a devida consideração das PV. A SGT procedeu a retificação da 
EQTL 8, conforme será apresentado na seção III.7 deste voto, porém a avaliação dos casos 
referentes à EQTL 7 e Intesa será realizada na próxima etapa de análise dos Pedidos de 
Reconsideração. 
III.3 Outras retificações 
15. 
A PA homologada pela REH nº 2.895/2021 para a empresa Ourilândia do Norte 
Transmissora de Energia Ltda. não considerou os valores de RAP referentes ao ressarcimento do 
remanejamento do Sistema de Medição e Faturamento do consumidor livre Mineração Onça Puma 
Ltda. da subestação Integradora para a subestação Onça Puma e as adequações para cumprimento 
dos Procedimentos de Rede, constante no art. 2º da Resolução Autorizativa nº 10.032, de 25 de 
maio de 2021. Desta forma, essa retificação é realizada com a inclusão do valor de R$ 1.133.019,65, 
relativo ao dispositivo citado, a valores de junho de 2021. 
16. 
Para a Companhia e Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) faz-se 
necessário retificar a descrição da REA que autorizou o seccionamento da linha de transmissão 138 
kV Água Vermelha - Jales, circuitos 1 e 2, na subestação Boa Hora. Está descrito que essa autorização 
foi realizada pela REA nº 10.144/2021, mas na verdade ela consta na REA nº 10.143/2021. De forma 
adicional, foi identificado outros lançamentos de PA para a CTEEP, referentes à O&M e constantes 
nas REA nº 10.144/2021, nº 10.201/2021 e nº 10.202/2021 que não constam na REH nº 2.895/2021. 
Desta forma, esse ajuste também foi realizado. 
17. 
Para a Cemig Geração e Transmissão S.A (Cemig GT), foi incluído a PA relativa à 
autorização para o seccionamento da linha de transmissão 230 kV Ipatinga 1 - Nova Era 2 na 
subestação Guilman Amorim, a valores de junho de 2021, no valor de R$ 1.007.317,07, autorizada

9 de 17 
 
 
 
por meio da REA nº 10.200/2021. 
18. 
Para a Conversora de Uruguaiana, a Portaria MME nº 624, de 24 de novembro de 
2014, a equiparou a uma transmissora até a data de 16 de julho de 2021. A REH nº 2.895/2021 não 
observou a data final da equiparação. Desta forma, é necessário retificar a RAP (REQ e MEL), a 
cobrança do pagamento das PA estabelecidas pela REH nº 2.895/2021 em parcela única e a fixação 
da PA Apuração da competência de junho de 2021. 
III.4 Termos de Liberação (LT) não verificados por ocasião da REH nº 2.895/2021 
19. 
Diversos Pedidos de Reconsideração relativos à não utilização de TL no processo 
homologação da RAP. Devido ao fato do TL ser cadastrado no SIGET, a Superintendência de 
Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE) foi instada a auxiliar a SGT a analisar alguns casos. 
20. 
De forma geral, há reclamações de TL que sequer foram emitidos, emitidos em prazo 
não compatível com sua consideração no processo, e cuja informação de conclusão da obra ainda 
não havia sido atualizada por algumas transmissoras. 
21. 
A SGT, com auxílio do ONS e da SFE, inseriram os TL não considerados no processo 
ordinário da RAP e seus efeitos foram apresentados aos agentes4. Contudo, algumas empresas 
questionam a desconsideração de alguns TL e, em função da necessidade de análises mais apuradas, 
tais questionamentos serão avaliados na próxima etapa de análise dos Pedidos de Reconsideração. 
 
III.5 Retificação de custos considerados nos processos tarifários de distribuição 
22. 
As retificações ora encaminhadas impactam, dado o período de aplicação das 
receitas associadas, os processos tarifários de distribuição homologados após julho de 2021, 
inclusive, quanto aos Encargos de Conexão. Contudo, deve-se observar que foram considerados nos 
referidos processos os valores até então homologados pela Diretoria da ANEEL, razão pela qual não 
 
4 Ofício Circular nº 19/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.001273/2021-00.

10 de 17 
 
 
 
há qualquer identificação de irregularidade nos citados processos tarifários de distribuição. 
23. 
Dessa forma, como as diferenças em termos de custos com Encargos de Conexão não 
fazem parte do rol de custos reavaliados pela CVA, devem ser reapreciadas nos processos tarifários 
de 2022 pela SGT. Com esse procedimento, distribuidoras e transmissoras estarão com os valores 
associados aos Encargos e Conexão do ciclo 2021-2022 equilibrados no próximo processo tarifário 
das distribuidoras afetadas. Por esse motivo a SGT recomenda, e eu acato, que os custos com 
Encargos de Conexão considerados nos processos tarifários de distribuição que utilizaram os dados 
das REH nº 2.895/2021 não sejam reapreciados. Isso se deve ao fato de eventuais ajustes poderem 
ser capturados em 2022, sem prejuízo para todos os envolvidos (distribuidoras, transmissoras e 
consumidores). 
III.6 PA postergação da Revisão Periódica de 2020 das transmissoras Licitadas 
24. 
A Revisão Periódica de 2020 das transmissoras licitadas não pôde ser realizada 
tempestivamente, para que o resultado vigorasse a partir de 1º de julho de 2020. Ela foi aprovada 
somente em 15 de dezembro de 2020, por meio da Resolução Homologatória nº 2.826. 
25. 
Como consequência, no ciclo 2021/2022 fez-se necessário implementar os efeitos 
dessa revisão e a PA devida à postergação da revisão para que os efeitos financeiros ocorressem em 
1º de julho de 2021. 
26. 
Entretanto, na operacionalização dessa PA, erroneamente ela foi dividida em 16 
parcelas, resultando em R$ 1.302.307,73, quando o correto deveria ser R$ 20.836.923,63, gerando 
diferença financeira significativa, corrigida nesta ocasião conforme Tabela 3. 
Tabela 3. Parcelas de Ajuste (PA) de postergação da Revisão Tarifária de 2020. 
Transmissora 
Contrato 
Grupo Equipamento 
PA Revisão 
(Ref.jun/21) 
Cantareira 
019/2014 
Rede Básica 
4.508.460,17 
CELG G&T 
003/2015 
Rede Básica 
99.878,67 
Copel-GT 
021/2014 
Rede Básica 
316.470,35 
Copel-GT 
021/2014 
GRP 138 kV REALEZA PR 
18.560,72 
Copel-GT 
022/2014 
Rede Básica 
894.074,68 
Esperanza 
018/2014 
Rede Básica 
2.838.893,98 
Macedo 
005/2015 
Rede Básica 
8.524.156,08

11 de 17 
 
 
 
Morro Agudo 
006/2015 
Rede Básica 
542.165,85 
Morro Agudo 
006/2015 
GRP 138 kV MORRO AGUDO SP 
8.045,17 
Morro Agudo 
006/2015 
GRP MORRO AGUDO - CPFL 
85.611,48 
Odoyá 
017/2014 
Rede Básica 
2.607.953,29 
Odoyá 
017/2014 
GRP 69 kV JUAZEIRO III BA 
9.229,19 
Odoyá 
017/2014 
GRP JUAZEIRO III - COELBA 
14.721,14 
Chesf 
018/2009 
Rede Básica 
53.443,67 
Chesf 
017/2009 
Rede Básica 
92.603,18 
Chesf 
017/2009 
GRP 69 kV NATAL III RN 
1.192,05 
Chesf 
017/2009 
GRP NATAL III - COSERN 
2.972,81 
Chesf 
017/2009 
GRP 69 kV Santa Rita II PB 
5.084,82 
Chesf 
017/2009 
GRP Santa Rita II - ENERGISA PB 
2.972,79 
Chesf 
017/2009 
GRP 69 kV ABAIXADORA / ZEBU 
1.192,05 
Chesf 
017/2009 
GRP ZEBU - CEAL 
2.229,61 
Chesf 
017/2009 
GRP ZEBU - COELBA 
743,20 
Copel-GT 
027/2009 
Rede Básica 
57.125,75 
Eletronorte 
021/2009 
Rede Básica 
344.674,28 
Eletronorte 
022/2009 
Rede Básica 
203.075,21 
ESDE 
025/2009 
Rede Básica 
126.522,25 
ESDE 
025/2009 
GRP 138 kV Santos Dumont MG 
9.523,18 
IEJAPI 
026/2009 
Rede Básica 
150.707,70 
IEJAPI 
026/2009 
GRP 88 kV JANDIRA SP 
12.228,55 
IEJAPI 
026/2009 
GRP 138 kV JANDIRA SP 
823,32 
IEJAPI 
026/2009 
GRP JANDIRA - ELETROPAULO 
7.674,32 
IEJAPI 
026/2009 
GRP 88 kV SALTO SP 
5.877,31 
IEJAPI 
026/2009 
GRP SALTO - CPFL PIRATININGA 
7.674,32 
TGO 
028/2009 
Rede Básica 
75.113,26 
TME 
023/2009 
Rede Básica 
154.522,32 
TPAE 
019/2009 
Rede Básica 
51.549,90 
TSP 
024/2009 
Rede Básica 
-887.529,84 
TSP 
024/2009 
GRP 138 kV ITATIBA SP 
-10.817,72 
TSP 
024/2009 
GRP ITATIBA - CPFL 
-102.475,44 
  
  
Total 
20.836.923,63 
 
III.7 Ajustes na rubrica “RBL” devida no cálculo da PA Apuração de Rede Básica 
27. 
A partir da manifestação de seis concessionárias, a SGT identificou que o SIGET não 
realizou o cálculo das PA de Apuração de Rede Básica considerando a rubrica “RBL” corretamente. 
A ANEEL está verificando o problema no sistema e, enquanto essa verificação não é finalizada, a SGT 
realizou o cálculo manual dessa rubrica, com os resultados apresentados na Tabela 3. Pelo fato da 
ANEEL estar aguardando a análise do SIGET para verificar a extensão do problema, eventuais novos 
erros identificados nesta rubrica após a correção do sistema serão retificados na segunda etapa de 
avaliação dos Pedidos de Reconsideração. 
Tabela 4. Parcelas de Ajuste (PA) de Apuração de Rede Básica (RB).

12 de 17 
 
 
 
Transmissora 
Contrato de 
Concessão 
PA apuração RB 
homologada pela REH 
nº 2.895/2021 [R$] 
PA apuração RB 
ajustada [R$] 
RAP da 
concessão [R$] 
% Erro em 
relação a RAP 
homologada 
 EQTL 08 
048/2017 
-26.416.542,55 
-4.541.031,98 158.569.237,70 
13,80% 
 GENEBRA 
001/2014 
-47.727.331,35 
-12.132.460,66 261.991.395,15 
13,59% 
 ARTEON 
029/2017 
-257.898,79 
-54.691,31 
11.266.925,30 
1,80% 
 SITE 
002/2018 
-3.020.023,39 
-732.717,79 101.721.844,79 
2,25% 
 MARIANA 
011/2014 
-1.853.624,73 
-444.178,02 
17.754.450,99 
7,94% 
 ARGO III 
049/2017 
-6.711.507,94 
-3.323.270,62 
81.233.899,43 
4,17% 
 
III.8 Recontabilização e resultados da retificação da RAP para o ciclo 2021-2022 
28. 
As receitas homologadas pela REH nº 2.895/2021 tiveram vigência e foram 
operacionalizadas pelo ONS a partir da competência de julho de 2021. Contudo, as retificações 
promovidas neste voto alteram as receitas das transmissoras já pagas nos meses de julho, agosto e 
setembro.  Desta forma, o ONS deve recontabilizar esses três meses já processados para tornar o 
restante do fluxo da transmissão alinhado com as receitas retificadas. 
29. 
Em função de todas as retificações ora encaminhadas, as receitas referentes às 
instalações de transmissão sob responsabilidade das transmissoras para o ciclo 2021-2022 totalizam 
R$ 32.343.051.076,94. Na homologação original, REH nº 2.895/2021, esse valor foi de R$ 
31.894.567.810,61. Dessa forma, houve aumento no valor das receitas de 1,41% (R$ 448,5 milhões). 
30. 
A esse valor deve ser considerado os valores de PA, R$ 47,3 milhões na REH nº 
2.895/2021 e R$ -210,2 milhões após as retificações, e a previsão de obras utilizada no cálculo 
tarifário, R$ 1,841 bilhão na REH nº 2.895/2021 e R$ 1,632 bilhão após as retificações.  
31. 
Ao conjugar a RAP, a PA e a previsão de obras alteradas, o resultado é de redução da 
ordem de R$ 200 milhões da tarifa homologada na REH nº 2.895/2021, o que representa -0,06% de 
variação em relação ao utilizado no estabelecimento das Tarifas e Uso do Sistema de Transmissão 
(TUST). Na avaliação da SGT, com o que concordo, esse valor reduzido não justifica o 
reprocessamento da TUST, frente ao esforço operacional e a absorção desses valores no processo 
de reajuste subsequente por meio da Parcela de Ajuste.

13 de 17 
 
 
 
III.9 Melhoria no processo de reajuste da RAP e TUST para o ciclo 2022-2023 
32. 
Nos últimos anos tem-se observado um aumento expressivo no número de Contratos 
de Concessão de Transmissão em operação comercial. A Figura 1 mostra que no último ciclo, 
2021/2022, a variação em relação ao ciclo 2011/2012 foi de 221%. 
 
Figura 1. Evolução dos contratos de concessão de transmissão em operação comercial. 
Fonte: SGT. 
 
33. 
A ANEEL e suas equipes técnicas têm se organizado para processar a quantidade de 
informações necessárias referentes aos Contratos de Concessão, especialmente as relacionadas à 
definição da RAP. Contudo, como verificado nessa primeira parte de análise dos Pedidos de 
Reconsideração, muitos erros materiais foram identificados nesse processo e estão sendo corrigidos 
na data de hoje. Essa retificação é importante, pois os agentes setoriais terão a clareza dos valores 
de receita a serem recebidos, mas ao mesmo tempo traz para reflexão da ANEEL a adoção de 
processos mais modernos e automatizados para o processamento das receitas de forma a evitar ou 
minimizar erros. 
34. 
O processo de reajuste da RAP é operacionalizado a partir das informações descritas 
no Submódulo 10.4 dos PRORET. Os últimos dados a serem utilizados nesse cálculo são 
82
98
114
136
155
172
188
197
216
242
263
0%
20%
39%
66%
89%
110%
129%
140%
163%
195%
221%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
0
50
100
150
200
250
300
Evolução dos Contratos de Concesssão em operação

14 de 17 
 
 
 
disponibilizados na primeira quinzena de junho de cada ano, como os índices de inflação, a apuração 
realizada de junho do ano anterior a maio do ano sob cálculo, pelo ONS, e o resultado das revisões 
periódicas de RAP, pela SGT, e dos reforços de pequeno porte sem RAP prévia, pela SCT. A data de 
vigência das receitas e tarifas de transmissão deve iniciar em 1º de julho de cada ano, o que delimita 
o processo de cálculo em torno de 15 a 20 dias a partir da disponibilização dessas últimas 
informações. 
35. 
Para fazer uma gestão melhor do processo, a ANEEL está estudando a execução de 
um reajuste preliminar da RAP, a ser realizada na primeira quinzena de maio, para que as 
transmissoras e demais agentes possam analisar e apontar eventuais inconsistências na RAP e na 
TUST. Essa análise prévia das transmissoras tenderá a diminuir bastante eventuais inconsistências 
de dados. 
36. 
Do ponto de vista de sistema, a ANEEL está trabalhando para uma melhor integração 
de dados junto ao ONS, em especial a sistematização dos dados dos Termos de Liberação (TL), que 
atualmente carecem de cadastro manual pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de 
Eletricidade (SFE) e de registro de conclusão de obra por parte das transmissoras. 
37. 
Ainda em relação à sistema, o objetivo da ANEEL é evitar o manuseio de dados por 
meio de arquivos eletrônicos para carregamento no SIGET. No curto prazo, a ação deve ser 
direcionada à confecção de base de dados dos resultados de revisão da RAP para integrar ao SIGET 
sem a necessidade de manipulação de arquivos auxiliares, reduzindo a ação humana nesse 
processo. No longo prazo, a ação estrutural está no Sistema de Inteligência Analítica do Setor 
Elétrico (SIASE-T), módulo de Transmissão, ferramenta idealizada para integrar os algoritmos de 
cálculo às bases de dados de todos os processos de transmissão.  
38. 
Espera-se que a agregação desses procedimentos a serem estudados e implantados 
pela ANEEL traga mais eficiência ao processo de reajuste da RAP, diminuindo a possibilidade de 
erros materiais.  
 
III – DIREITO

15 de 17 
 
 
 
39. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e regulatórios: Leis nº 
8.987, de 13 de fevereiro de 1995; nº 9.074, de 7 de julho de 1995; nº 9.427, de 26 de dezembro de 
1996; nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; e nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; Resoluções 
Normativas nº 67, de 8 de junho de 2004; nº 68, de 8 de junho de 2004; nº 320, 11 de junho de 
2008; nº 905, de 8 de dezembro de 2020; nº 906, de 8 de dezembro de 2020; Contratos de 
Concessão de Transmissão; Submódulos 9.1, 9.3, 9.7 e 10.4 dos Procedimentos de Revisão Tarifária 
(Proret); Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999; Resolução Normativa nº 267, de 5 de 
junho de 2007; nº 349, de 15 de janeiro de 2009; nº 442, de 26 de julho de 2011; nº 559, de 27 de 
junho de 2013; nº 666, de 23 de junho de 2015; e nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, revogada pela 
nº 918, de 23 de fevereiro de 2021. 
 
IV – DISPOSITIVO 
40. 
Diante do exposto, e o que consta do Processo nº 48500.000375/2021-06, voto pelas 
seguintes decisões em relação aos Pedidos de Reconsideração em face da Resolução Homologatória 
nº 2.895, de 13 de julho de 2021, fixou a Receita Anual Permitida (RAP) para o ciclo 2021-2022 das 
concessionárias de transmissão para o período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022, dentre 
outras disposições: 
a) conhecer e dar provimento aos Pedidos de Reconsideração analisados até o 
presente momento, conforme Tabela 1 deste voto, interpostos pela Interligação Elétrica do 
Madeira S.A. (IeMadeira), Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia 
Elétrica (ABRATE), Interligação Elétrica Garanhuns S.A. (IeGaranhuns), Equatorial Transmissora 
4 SPE S.A (EQTL 04), Equatorial Transmissora 6 SPE S.A (EQTL 06), Equatorial Transmissora 7 SPE 
S.A (EQTL 07), Equatorial Transmissora 8 SPE S.A (EQTL 08), Integração Transmissora de Energia 
S.A. (Intesa), Empresa de Transmissão de Várzea Grande S.A. (ETVG), Empresa de Transmissão 
do Espírito Santo S.A. (ETES), Empresa de Transmissão do Mato Grosso S.A. (ETEM), Empresa 
Transmissora Agreste Potiguar S.A. (ETAP); Cemig Geração e Transmissão S.A (Cemig GT), 
Interligação Elétrica Aguapeí S.A. (IeAguapeí), Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas), Copel 
Geração e Transmissão S.A (Copel), Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica 
do Sul do Brasil (CGT Eletrosul), Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia 
Elétrica (CEEE-GT), EDP Transmissão S.A. (EDP T), EDP Transmissão MA II S.A. (EDP MA II), Evrecy 
Participações Ltda. (Evrecy), Interligação Elétrica Itaquerê S.A. (IeItaquere), Centrais Elétricas

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do Norte do Brasil (Eletronorte), Ourilândia do Norte Transmissora de Energia Ltda. (ONTE), 
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. (CTEEP), Empresa Transmissora 
Baiana S.A. (ETB), Transmissora Matogrossense de Energia S.A. (TME), Cachoeira Paulista 
Transmissora de Energia S.A. (CPTE), Vila do Conde Transmissora de Energia S.A. (VCTE), LT 
Triângulo S.A. (LTT), Jauru Transmissora de Energia S.A. (JTE), Pedras Transmissora de Energia 
S.A. (Pedras), Linha de Transmissão Corumbá S.A. (LTC); Coqueiros Transmissora de Energia S.A. 
(Coqueiros), Brilhante Transmissora de Energia S.A. (Brilhante), Encruzo Novo Transmissora de 
Energia S.A. (Encruzo), Caiuá Transmissora de Energia S.A. (Caiuá), Serra de Ibiapaba de Energia 
S.A. (SITE), Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A (Maranhense), Parintins 
Amazonas Transmissora de Energia (PATE), Brilhante II Transmissora de Energia S.A. (Brilhante 
II),   Cantareira Transmissora de Energia S.A (Cantareira), Interligação Serra do Japi S.A. (IeJapi), 
Interligação Elétrica Pinheiros S.A. (IePinheiros), Interligação Elétrica Sul S.A. (Iesul), 
Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A. (IeMG), Afluente Transmissão de Energia Elétrica S.A. 
(Afluente), SE Narandiba S.A. (Narandiba), Potiguar Sul Transmissão de Energia S.A. (Potiguar 
Sul), Atibaia Transmissão de Energia S.A. (Atibaia), Biguaçu Transmissão S.A. (Biguaçu), Nova 
Porto Primavera – Rio Brilhante S.A. (Neoenergia Dourados), Sobral Transmissão de Energia S.A 
(Sobral); Interligação Elétrica Itapura  S.A. (IeItapura); Transmissora Aliança de Energia Elétrica 
S.A (TAESA); Nordeste Transmissora de Energia S.A.(NTE); São Pedro Transmissora de Energia 
S.A. (São Pedro); Odoya Transmissora de Energia S.A. (Odoya); Transmissora José Maria de 
Macedo Eletricidade S.A. (JMM); Esperanza Transmissora de Energia S.A.; Arteon Z1 Energia 
S.A. e Companhia Hidrelétrica do São Francisco (CHESF) para retificação: 
i) das Receitas Anuais Permitidas (RAP) classificadas como RBSE e RPC, contendo 
os custos relativos a O&M; 
ii) dos valores correspondentes à Parcela Variável que não foram considerados no 
cálculo da PA Apuração; 
iii) dos descontos, via PA Apuração, das receitas devidamente recebidas após 
entrada em operação devido a desconsideração de Termos de Liberação (TL) não 
cadastrados no Sistema de Gestão da Transmissão (SIGET); 
iv) dos valores de RAP referentes ao ressarcimento do remanejamento do Sistema 
de Medição e Faturamento do consumidor livre Mineração Onça Puma Ltda. da subestação 
Integradora para a subestação Onça Puma e as adequações para cumprimento dos 
Procedimentos de Rede, constante no art. 2º da Resolução Autorizativa nº 10.032, de 25 de 
maio de 2021; 
v) de outros lançamentos de PA para a CTEEP, referentes à O&M e constantes nas 
REA nº 10.144/2021, nº 10.201/2021 e nº 10.202/2021 que não constam na REH nº 
2.895/2021;

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vi) da PA relativa à autorização para o seccionamento da linha de transmissão 230 
kV Ipatinga 1 - Nova Era 2 na subestação Guilman Amorim, autorizada por meio da REA nº 
10.200/2021; 
vii) da PA relativa à postergação da revisão tarifária de 2020/21 e da rubrica “RBL” 
devida no cálculo da PA Apuração de Rede Básica; 
b) retificar, de ofício, a RAP (REQ e RMEL), a cobrança do pagamento das PA 
estabelecidas pela REH nº 2.895/2021 em parcela única e a fixação da PA Apuração da 
competência de junho de 2021 da Conversora de Uruguaiana; 
c) pela recontabilização dos valores de RAP já processados pelo Operador Nacional 
do Sistema Elétrico (ONS) referente aos meses competência de julho, agosto e setembro de 
2021, a partir da apuração da competência do mês de outubro de 2021; 
d) pela publicação de Resolução Homologatória alterando os anexos da Resolução 
Homologatória nº 2.895, de 13 de julho de 2021. 
 
Brasília, 5 de outubro de 2021. 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor