* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Nota Técnica nº 102/2022-SGT/ANEEL 
 
Em 5 de julho de 2022. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.000395/2022-50. 
 
Assunto: 
Estabelecimento 
das 
Receitas 
Anuais 
Permitidas – RAP vinculadas às instalações de 
transmissão sob responsabilidade de concessionárias 
de transmissão para o ciclo 2022-2023. 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
Estabelecer os valores da Receita Anual Permitida – RAP e das Parcelas de Ajustes – PA 
vinculados às instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionárias do serviço público de 
transmissão de energia elétrica, para o período anual de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 2023, em 
conformidade com os ditames contratuais e com a regulamentação vigente. 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
Os Contratos de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica, 
celebrados entre a União e as Concessionárias, definem, em cláusula contratual específica, as regras de 
reajuste e revisão das receitas, para estabelecer e manter o equilíbrio econômico-financeiro da 
Concessão. 
 
3. 
Em 27 de junho de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Normativa nº 774, aprovando os 
Submódulos 9.31 e 10.42 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, os quais definem os 
procedimentos para o Reajuste anual das receitas das transmissoras. 
 
4. 
Os valores da RAP e PA das transmissoras para o ciclo 2021-2022 foram fixados pela 
Resolução Homologatória nº 2.859, de 13 de julho de 2021. 
 
5. 
Por meio da Resolução Homologatória nº 2.959, de 5 de outubro de 2021, as RAP e as PA 
 
1 O Submódulo 9.3 trata do reajuste das receitas das Transmissoras, estabelecendo os procedimentos gerais do Processo. 
2 O Submódulo 10.4 também trata do reajuste, definindo a organização geral e os prazos para a execução dos Processos anuais 
das Concessionárias. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 2 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
fixadas pela Resolução Homologatória nº 2.859, de 13 de julho de 2021, foram retificadas. 
  
6. 
Em 8 de março de 2022, foi encaminhado pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
o Ofício-Circular nº 09/2022-SGT/ANEEL3 às transmissoras Brilhante, Chesf, ETN, ITATIM e TER, solicitando 
dados dos usuários cujas conexões de interesse exclusivo para conexão compartilhada à Rede Básica - ICG 
foram objeto nos respectivos Contratos de Concessão. Na mesma data, foi encaminhado o Ofício nº 
084/2022-SGT/ANEEL4 ao ONS solicitando a lista dos usuários conectados em ICG. 
  
7. 
Em 25 de março de 2022, a SGT encaminhou o Memorando nº 67/2022-SGT/ANEEL5, 
solicitando priorização, por parte da equipe de sustentação da SGI, para atendimento de chamados que 
venham a ser emitidos até junho de 2022. Tal requisição visou melhorar o fluxo de concretização dos 
cálculos da RAP que, nos últimos anos, sofreu com a ampliação de contratos, condições regulatórias 
excepcionais e redução drástica da equipe de cálculo da RAP. 
 
8. 
Em 6 de maio 2022, a SGT encaminhou o Ofício nº 154/2022-SGT/ANEEL6 ao Operador 
Nacional do Sistema Elétrico – ONS solicitando informações para o reajuste da RAP e o cálculo da Tarifa 
de Uso do Sistema de Transmissão – TUST. Em resposta, o ONS expediu a Carta CTA-ONS DTA 1047/20227, 
de 10 de junho de 2022.  
 
9. 
Em 25 de maio de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – 
SRD encaminhou os valores das compensações devido à violação dos limites de continuidade dos pontos 
de conexão em Demais Instalações de Transmissão – DIT, relativos à 2021, conforme estabelecido no 
PRODIST8 por meio da Nota Técnica nº 034-SRD/ANEEL9, de 25 de maio de 2022, encaminhada pelo 
Memorando nº 129-SRD/ANEEL10, de mesma data. 
 
10. 
A Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição – SCT encaminhou por meio do Memorando nº 105/2022-SCT11 os dados relativos às Parcelas 
de Ajuste (PA) decorrentes do estabelecimento de RAP de O&M de ativos transferidos para transmissora, 
bem como informou quanto ao cadastramento das receitas associadas aos reforços autorizados sem RAP 
prévia e cujo processo 48500.001325/2022-19 foi encaminhado para apreciação da Diretoria. 
 
11. 
Em 31 de maio de 2022, por meio do Despacho nº 1.425, a ANEEL aprovou a variação da 
RAP das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2022, após a análise dos pedidos de 
reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.859, de 2021, retificada pela 
Resolução Homologatória nº 2.959, de 2021, determinando que os novos valores fossem considerados no 
Reajuste Anual das Receitas do ciclo 2022-2023. 
 
 
3 SIC 48581.000633/2022-00. 
4 SIC 48581.000634/2022-00. 
5 SIC 48581.000896/2022-00. 
6 SIC 48581.001419/2022-00. 
7 SIC nº 48513.015911/2022-00. 
8 Prodist – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. 
9 SIC nº 48554.001125/2022-00. 
10 SIC nº 48554.001126/2022-00. 
11 SIC 48526.003303/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 3 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
12. 
Em 21 de junho de 2022, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu, por unanimidade, fixar o 
reposicionamento da Receita Anual Permitida – RAP para os Contratos de Concessão de Transmissão dos 
empreendimentos licitados, com Revisão Tarifária prevista para 2022, conforme a Resolução 
Homologatória nº 3.050/2022. 
 
13. 
Salienta-se que a SGT contou com a colaboração ativa de diversos servidores da SCT, SFE, 
SRM e SRT, além da equipe terceirizada da SGI que mantém o Siget, para condução das atividades 
relacionadas com o reajuste da RAP para o ciclo 2022-2023. Tais ações foram necessárias devido ao 
quadro de servidores da SGT ter sofrido baixas nos últimos anos em virtude de exonerações, cessões, 
aposentadorias, posse em outros cargos inacumuláveis e transferências para outras Uorgs. Reforça-se que 
sem o referido auxílio, a presente análise não teria sido possível. 
 
III - DA ANÁLISE 
 
III.1 – ENCARGOS SETORIAIS E TRIBUTOS  
 
III.1.1 – Cota anual da Reserva Global de Reversão – RGR  
 
14. 
A cota anual da RGR foi criada pelo art. 4º da Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971, com 
redação dada pela Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993. A RGR teve, inicialmente, sua data de extinção 
definida para o final do exercício de 2002, conforme o art. 8º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, 
sendo postergada pela primeira vez para o final do exercício de 2010, nos termos da Lei nº 10.438, de 26 
de abril de 2002, e posteriormente para o final do exercício de 2035, conforme Lei nº 12.431, de 24 de 
junho de 2011. 
 
15. 
No entanto, de acordo com o art. 21 da Lei nº 12.783, de 2013, a partir de 1º de janeiro de 
2013, as concessionárias de serviço público de transmissão licitadas a partir de 12 de setembro de 2012 
ou prorrogadas, nos termos daquela lei, ficaram desobrigadas do recolhimento da quota anual da RGR. 
 
16. 
As parcelas de RAP, estabelecidas para o ciclo 2022-2023, das concessionárias de 
transmissão que são obrigadas ao recolhimento da RGR, já consideram o adicional relativo a este encargo. 
 
III.1.2 – PIS/PASEP e COFINS  
 
17. 
A cobrança dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor 
Público – PIS/Pasep e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – Cofins está embasada 
na Lei nº 10.637, de 30 de dezembro de 2002, e na Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, sendo que 
o correspondente tratamento tarifário está embasado na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, e nos 
contratos de concessão celebrados com as concessionárias e permissionárias de energia elétrica. 
 
18. 
A Lei nº 10.637, de 30 de dezembro de 2002, que “dispõe sobre a não-cumulatividade na 
cobrança da contribuição para os Programas de Integração Social (PIS) e de Formação do Patrimônio do 
Servidor Público (Pasep), nos casos que especifica; sobre o pagamento e o parcelamento de débitos 
tributários federais, a compensação de créditos fiscais, a declaração de inaptidão de inscrição de pessoas 
jurídicas, a legislação aduaneira, e dá outras providências”, com alterações definidas pela Lei nº 10.684, 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 4 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
de 30 de maio de 2003, alterou a sistemática de cobrança da contribuição para o PIS/Pasep (arts. 1º a 12), 
com a finalidade de torná-la não-cumulativa, com vigência a partir de 1º de dezembro de 2002: 
 
“Art. 2º Para determinação do valor da contribuição para o PIS/PASEP aplicar-se-
á, sobre a base de cálculo apurada conforme o disposto no art. 1º, a alíquota de 
1,65% (um inteiro e sessenta e cinco centésimos por cento).” 
 
19. 
Complementarmente, a Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, que dispõe sobre a 
cobrança não-cumulativa da Cofins, alterou o valor da alíquota do referido encargo de 3,0% para 7,6%, 
com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2004, conforme redação abaixo: 
 
“Art. 2º Para determinação do valor da COFINS aplicar-se-á, sobre a base de 
cálculo apurada conforme o disposto no art. 11º, a alíquota de 7,6% (sete inteiros 
e seis décimos por cento).” 
 
20. 
Além disso, a base para cálculo dos créditos dos valores das contribuições para o PIS/Pasep 
e para a Cofins também foi alterada, permitindo o desconto de créditos calculados em relação aos bens, 
serviços, custos e despesas adquiridos, incorridos, pagos ou creditados à pessoa jurídica domiciliada no 
País.  
  
21. 
Com a publicação da Lei nº 11.196, de 2005, a Superintendência de Fiscalização Econômica 
e Financeira – SFF apresentou entendimento sobre a incidência da majoração das alíquotas de PIS/Pasep 
e da Cofins associado à prestação do serviço público de transmissão, conforme descrito na Nota Técnica 
nº 224/2006-SFF/ANEEL, de 19 de junho de 2006, na qual apresenta um estudo sobre a não incidência da 
alíquota majorada, caracterizando a não alteração do preço pré-determinado dos contratos de concessão 
da transmissão. A superintendência apresenta também o entendimento de que sofrem majoração as 
instalações autorizadas a partir de 31 de outubro de 2003 cujo ato autorizativo contemplava a sistemática 
cumulativa do imposto (3,65% de PIS/Cofins). 
 
III.2 – COMPOSIÇÃO DAS INSTALAÇÕES DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO 
 
22. 
A Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, estabelece: 
 
“Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN as 
Instalações de Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que 
atendam aos seguintes critérios: 
 
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e 
equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e 
 
II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e 
tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas 
conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1° de julho de 
2004.  
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 5 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Art. 3°-A Não integram a Rede Básica e são classificadas como instalações de 
transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais aquelas 
definidas conforme art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010. 
 
Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações 
de Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes 
critérios: 
 
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e 
equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais 
geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em 
caráter exclusivo; 
 
II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso 
exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos 
como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações 
internacionais; e 
  
III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e 
equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em 
subestações integrantes da Rede Básica.” 
 
23. 
As instalações descritas no inciso I do artigo 3º e no artigo 3º-A da Resolução Normativa 
ANEEL nº 67, de 2004, são remuneradas por meio de TUSTRB, aplicável a todos os usuários do SIN. 
 
24. 
As instalações descritas no inciso II do artigo 3º, quando em caráter exclusivo ou 
compartilhado, e no inciso III do artigo 4º, quando em caráter compartilhado, são remuneradas por meio 
de TUSTFR, aplicáveis apenas aos usuários destas instalações. 
 
25. 
As DIT de uso exclusivo ou compartilhado entre geradores e uso exclusivo de consumidor 
livre ou de distribuidoras são remuneradas por meio de Encargos de Conexão. 
 
26. 
Conforme disciplinado no Submódulo 9.3 do Proret, as concessionárias de transmissão 
iniciarão o recebimento da parcela da Receita Anual Permitida referente às DIT de uso exclusivo de 
concessionárias, permissionárias ou cooperativas de distribuição de energia elétrica, e eventuais parcelas 
de ajuste referente a este tipo de instalação, após aprovação dos referidos valores na resolução 
homologatória que aprovar as tarifas da respectiva distribuidora. 
 
III.2.1 – Regularização na classificação de ativos de transmissão e adequação na alocação de custos 
 
27. 
Na Nota Técnica nº 82/2022-SCG/ANEEL, de 26 de maio de 2022, que analisou o recurso à 
Resolução Homologatória nº 2.895, de 13 de julho de 2021, algumas demandas de reclassificação de 
ativos foram analisadas. Todavia, não puderam ser concluídas no âmbito daquele recurso e, portanto, 
foram analisadas, elencadas e aplicadas nesse reajuste. 
28. 
Essas análises foram feitas respeitando o estabelecido nos art. 3º e 4º da Resolução 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 6 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Normativa nº 67, de 08 de junho de 2004, no qual a Rede Básica termina nos módulos de conexão de 
baixa tensão dos transformadores com alta tensão maior ou igual a 230 kV, incluindo os equipamentos 
ligados aos terciários desses transformadores. 
“Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN as Instalações de 
Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que atendam aos seguintes 
critérios:  
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de 
subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e  
II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e tensões 
secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas conexões e demais 
equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1° de julho de 2004. 
Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações de 
Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios:  
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de 
subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter 
exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo;  
II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo 
para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos como instalações de 
transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais; e (Redação 
dada pela REN ANEEL 442, de 02.07.2011)  
III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de 
subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes 
da Rede Básica.” 
29. 
Assim, não incluem na Rede Básica os barramentos e os módulos de interligação de barras 
em tensão inferior a 230 kV conectados ao lado de baixa dos transformadores de fronteira. 
 
SE Sinop, SE Sorriso e SE Rondonópolis: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí 
 
30. 
Por meio do Ofício nº 143/2021-SGT/ANEEL12, de 27/04/2021, a SGT/ANEEL solicitou 
esclarecimentos da Eletronorte com relação à desativação de ativos das SE Sinop, SE Sorriso e SE 
Rondonópolis. 
 
31. 
A Eletronorte, por meio da Carta CE-RRG-0025/202113, de 07/05/2021, respondeu ao Ofício 
nº 143/2021-SGT/ANEEL e apresentou os esclarecimentos solicitados. 
 
32. 
Essa demanda foi parcialmente analisada conforme apresentado pela Nota Técnica 
 
12 SIC 48581.000656/2021-00. 
13 SIC 48513.012233/2021-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 7 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
nº 82/2022-SCG/ANEEL, de 26 de maio de 2022. Todavia, para esse reajuste, foi verificada a necessidade 
de se aplicar as seguintes adequações de classificação de ativos das SE Sinop e SE Rondonópolis: 
 
• SE Sinop: 
- Bancos de Capacitores, em 13,8 kV, e respectivos módulos de conexão ligados no terciário 
dos transformadores 230/138-13,8 kV da SE Sinop: Esses equipamentos estavam cadastrados 
como DIT de uso exclusivo da Energisa MT, todavia, a Energisa MT não se conecta aos terciários 
dessa transformação. Adicionalmente, a Eletronorte informou que esses equipamentos estão 
instalados e disponíveis na subestação, todavia, sem poderem ser utilizados devido à superação 
do nível de curto-circuito do barramento, em 13,8 kV. Diante do exposto, esses Banco de 
Capacitores e respectivos módulos de conexão foram classificados como ativos de Rede Básica 
associados às transformações 230/138 kV da SE Sinop até o planejamento definir qual 
encaminhamento será dado a essas instalações. 
 
• SE Rondonópolis: 
- MC 13,8 kV TT 13,8/13,8 kV RONDONOPOLIS TT1 MT (IdMDL 16712): Esse módulo estava 
cadastrado no SIGET como DIT de uso exclusivo da Energisa MT. Na Carta CE-RRG-0025/2021, a 
Eletronorte informou que esse módulo de conexão é utilizado e, conforme diagrama unifilar, está 
conectado no 13,8 kV da transformação 230/138-13,8 kV da SE Rondonópolis. Diante do exposto, 
esse módulo foi classificado como ativo de Rede Básica relacionado à transformação 230/138-13,8 
kV da SE Rondonópolis. 
 
- Transformador de aterramento TT 13,8/13,8 kV RONDONOPOLIS TT1 MT (IdMDL 16711): 
Esse módulo estava cadastrado no SIGET sem nenhuma receita associada a ele. Todavia, como os 
diagramas unifilares mostram que esse equipamento está instalado na subestação e a Eletronorte, 
na Carta CE-RRG-0025/2021, informou que o módulo de conexão associado a esse transformador 
é utilizado, esse módulo foi classificado como um ativo de Rede Básica relacionado à 
transformação 230/138-13,8 kV da SE Rondonópolis. 
 
SE Sumaré, SE Bauru e SE Ibitinga: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí 
 
33. 
Por meio da carta CT/PR/266/202214, de 04/03/2022, a ISA CTEEP solicitou a revisão da 
classificação de módulos das SE Sumaré, SE Bauru e SE Ibitinga. 
 
34. 
Essa demanda foi parcialmente analisada conforme apresentado pela Nota Técnica 
nº 82/2022-SCG/ANEEL, de 26 de maio de 2022. Todavia, para esse reajuste, foi verificada a necessidade 
de se aplicar as seguintes adequações de classificação de ativos das SE Sumaré e SE Bauru: 
 
 
 
 
14 SIC 48513.007026/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 8 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
• SE Sumaré: 
- TR 138/13,8 kV SUMARE TR5 SP e respectivos módulos de conexão, em 138 kV e em 13,8 
kV: Esses módulos estavam cadastrados no SGET como DIT de uso exclusivo da CPFL Paulista. 
Todavia, conforme consta no diagrama unifilar da subestação, esse equipamento serve para 
alimentar o serviço auxiliar da subestação. Diante do exposto, ele foi reclassificado como ativo de 
Rede Básica incluído na FT do MG da subestação. 
 
• SE Bauru: 
- EL 138 kV BAURU / BAURU C2 (CPFL): Esse módulo não estava cadastrado no SIGET. Visto 
que no diagrama unifilar de 2012, já consta as saídas de linha para Bauru-CPFL-C1 e C2, o módulo 
foi cadastrado no SIGET como DIT de uso exclusivo da CPFL Paulista, conforme solicitado pela ISA 
CTEEP pela CT/PR/266/2022. 
 
LT 230 kV Umbará / Peróxido: Despacho nº 3.954, de 2021 
 
35. 
Por meio do Despacho nº 3.954, de 2021, a ANEEL determinou a reclassificação de 
instalações associadas à LT 230 kV Umbará / Peroxido. 
 
36. 
Diante do exposto, as instalações de transmissão destinadas à conexão dos consumidores 
Gerdau Araucária, Peróxidos do Brasil Ltda., WHB Fundição S.A. e Messer Gases Ltda. na Subestação 
Umbará́, identificadas pelos módulos LT 230 kV UMBARA /RL PEROXIDO C-1 PR e EL 230 kV UMBARA LT 
230 kV UMBARA /RL PEROXIDO C-1 PR, foram reclassificadas de “Demais Instalações de Transmissão” 
para “Rede Básica”, conforme estabelecido pelo Despacho nº 3.954, de 2021. 
 
SE Padre Fialho: REA nº 9.289, de 2020 
 
37. 
A ANEEL, por meio da Resolução Autorizativa nº 9.289, de 6 de outubro de 2020, autorizou 
a Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A. a implantar reforços na SE Padre Fialho para o acesso da 
CEMIG-D. 
 
38. 
Diante do exposto, nesse reajuste, foram realizadas adequações nos cadastrados dos 
módulos MC 138 kV TR 138/138 kV PADRE FIALHO TD1 MG (IdeMdl 22391) e TR 138/138 kV PADRE 
FIALHO TD1 MG (IdeMdl 22395) de forma a reclassificá-los de ativo de Rede Básica para ativo de Demais 
Instalações de Transmissão de uso exclusivo da Energisa MG. 
 
SE Brasília Leste: Despacho nº 2.136, de 2020. 
39. 
A ANEEL, por meio do Despacho nº 2.136, de 21 de julho de 2020, “estabeleceu a utilização 
de 1 (uma) das 6 (seis) Entradas de Linha - EL em 138 kV na Subestação Brasília Leste pela Enel Distribuição 
Goiás - Enel GO, atualmente destinada à CEB-D, a partir da data prevista para a entrada em operação no 
Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão - CCT a ser firmado entre a Enel GO e a Vale do São 
Bartolomeu Transmissora de Energia - VSB quando cessará a responsabilidade e remuneração da CEB-D 
quanto ao encargo de conexão correspondente a esta Entrada de Linha”. 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 9 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
40. 
A Enel GO e a VSB assinaram o CCT nº 001/2020 em 10/05/2021. Assim, a partir de 
10/05/2021, a Enel GO assumiu a responsabilidade e remuneração pelo uso da EL 138 kV BRASILIA LESTE  
EL6 da SE Brasília Leste que antes eram da CEB. 
 
41. 
Diante do exposto, no SIGET, a EL 138 kV BRASILIA LESTE da SE Brasília Leste que era 
alocada à CEB foi alocada como sendo de responsabilidade da Enel GO desde 10/05/2021.  
 
III.2.2 – Reforços e Melhorias autorizados sem estabelecimento prévio de receita 
 
42. 
A SCT calculou a parcela adicional de RAP dos reforços autorizados sem estabelecimento 
prévio de receita, nos termos do Módulo 3 das Regras de Transmissão, a serem consideradas no reajuste 
anual de receita das concessionárias de transmissão – Ciclo 2022-2023, conforme detalhado na Nota 
Técnica nº 428-SCT/ANEEL15, de 10 de junho de 2022. As Parcelas de Ajuste (PA) relativas aos dias 
operativos até o início do ciclo 2022-2023 serão definidas na seção III.4.2. 
 
III.3 – RECEITA ANUAL PERMITIDA PARA O PERÍODO 2022-2023 
 
III.3.1 – Reajuste da Receita Anual Permitida - RAP 
 
43. 
A RAP destinada às concessionárias, para prestação de serviço público de transmissão de 
energia elétrica no período i, de 1º de julho deste ano a 30 de junho do próximo, é calculada a partir da 
soma das parcelas de receita, referentes às instalações de Rede Básica e às Demais Instalações de 
Transmissão em operação comercial no período anual i-1, atualizadas pelo Índice de Variação da Inflação 
-  IVIi-116. 
 
44. 
Os contratos de concessão apontam o índice a ser utilizado no Reajuste Anual das 
Receitas17. Os valores do IVI para o ciclo 2021-2022 para os contratos reajustados pelo IGP-M e IPCA são 
respectivamente 1,10723387222725 e 1,11731212845584. 
 
45. 
Considerando as instalações em operação comercial no início do ciclo 2022-2023, as 
concessões reajustadas pelo IGP-M correspondem a 11,67% da RAP total e as reajustadas pelo IPCA 
correspondem a 88,33%. 
 
46. 
No Anexo I desta nota técnica são apresentados os valores consolidados da RAP, por 
Contrato de Concessão, para o ciclo 2022-2023. Os encargos de conexão relativos às DIT de uso exclusivo 
de distribuidoras são apresentados no Anexo II, e os de uso exclusivo de geradores e consumidores no 
Anexo III. 
 
47. 
As concessionárias, cujos contratos de concessão não incluem na RAP os valores referentes 
 
15 SIC 48526.003303/2022-00, juntada Processo nº 48500.001325/2022-19.  
16 O IVIi-1 é o quociente do índice indicado no Contrato de Concessão, do mês de maio do período i-1, pelo índice do mês de 
maio do período i-2. 
17 São utilizados o Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas - FGV, ou o Índice de Preços ao 
Consumidor Amplo - IPCA, calculado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE ou, no caso de extinção, 
outro definido pela ANEEL. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 10 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
ao PIS/Pasep e a Cofins, são listadas no Anexo IX. O Operador Nacional do Sistema Elétrico inclui esses 
tributos na RAP dessas Transmissoras (nos Avisos de Crédito – AVC e Avisos de Débito – AVD 
correspondentes) ou a Empresa os registra diretamente na fatura dos Encargos de Conexão, conforme o 
regime de tributação informado ao ONS e à ANEEL. Assim a RAP se apresenta líquida de PIS/Pasep e 
Cofins. 
 
48. 
Para as concessionárias obrigadas a recolher RGR, o PIS/PASEP e a Cofins serão incluídos 
segundo a expressão: 
 
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑜= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 ∙ 
(1 −(𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎 𝑅𝐺𝑅 𝑒 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 ))
(1 −(∑𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑃𝐼𝑆𝑃𝑎𝑠𝑒𝑝,
⁄
𝐶𝑜𝑓𝑖𝑛𝑠, 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 𝑒 𝑅𝐺𝑅 ) )   
 
49. 
Para as concessionárias desobrigadas a recolher RGR, o PIS/PASEP e a Cofins serão incluídos 
conforme a expressão: 
 
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑜= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 ∙ 
1
(1 −(∑𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑃𝐼𝑆𝑃𝑎𝑠𝑒𝑝,
⁄
𝐶𝑜𝑓𝑖𝑛𝑠) )   
 
50. 
Ressalta-se que, para o cálculo das Receitas, foram consideradas as informações constantes 
do SIGET em 30 de junho de 2022. 
 
III.3.2 – Redução de 50% da RAP dos contratos licitados entre 1999 e 2006 
  
51. 
Os contratos de concessão de transmissão provenientes de licitação entre 1999 e 2006 
preveem a redução de 50% da RAP a partir do 16º (décimo sexto) ano de operação comercial das 
instalações, como consta em Subcláusula específica da Cláusula Sexta dos referidos contratos:  
 
“Subcláusula - A partir do 16º (décimo sexto) ano de OPERAÇÃO COMERCIAL, a 
RECEITA ANUAL PERMITIDA da TRANSMISSORA será de 50% (cinquenta por cento) 
da RECEITA ANUAL PERMITIDA do 15º ano de OPERAÇÃO COMERCIAL estendendo-
se até o término do prazo da concessão fixado neste CONTRATO. A esta receita 
aplica-se os critérios de reajuste e revisão previstos nesta Cláusula”. 
 
52. 
Os contratos de concessão de transmissão que possuem a Subcláusula acima e, portanto, 
sujeitos a redução da RAP estão listados no Quadro 1: 
 
Concessionária 
Contrato 
 
Concessionária 
Contrato 
TAESA 
040/2000 
 
VCTE 
003/2005 
CEMIG-GT 
079/2000 
 
Centroeste 
004/2005 
ECTE 
088/2000 
 
Transudeste 
005/2005 
TAESA 
095/2000 
 
FURNAS 
006/2005 
ETEE 
096/2000 
 
CHESF 
007/2005 
TAESA 
097/2000 
 
CHESF 
008/2005 
FURNAS 
034/2001 
 
PPTE 
009/2005 
EATE 
042/2001 
 
ELETROSUL 
010/2005 
ETEP 
043/2001 
 
TAESA 
011/2005 
COPEL-GT 
075/2001 
 
Transirapé 
012/2005 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
  Concessionária      Contrato            Concessionária      Contrato  
TAESA      040/2000            VCTE      003/2005    
CEMIG-GT      079/2000            Centroeste      004/2005    
ECTE      088/2000            Transudeste      005/2005    
TAESA      095/2000            FURNAS      006/2005    
ETEE      096/2000            CHESF      007/2005    
TAESA      097/2000            CHESF      008/2005    
FURNAS      034/2001            PPTE      009/2005    
EATE      042/2001            ELETROSUL      010/2005    
ETEP      043/2001            TAESA      011/2005    
COPEL-GT      075/2001            Transirapé      012/2005    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 11 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Concessionária 
Contrato 
 
Concessionária 
Contrato 
IEJAPI 
143/2001 
 
ATE III 
001/2006 
TAESA 
001/2002 
 
INTESA 
002/2006 
TAESA 
002/2002 
 
SMTE 
003/2006 
CEEE-T 
080/2002 
 
LTT 
004/2006 
TAESA 
081/2002 
 
ELETROSUL 
005/2006 
ETAU 
082/2002 
 
STC 
006/2006 
ERTE 
083/2002 
 
FURNAS 
007/2006 
CPTE 
084/2002 
 
JTE 
001/2007 
ENTE 
085/2002 
 
PCTE 
002/2007 
ETIM 
086/2002 
 
RPTE 
003/2007 
TAESA 
087/2002 
 
IEMG 
004/2007 
TAESA 
003/2004 
 
CHESF 
005/2007 
ELETROSUL 
004/2004 
 
ETES 
006/2007 
STN 
005/2004 
 
SPTE 
007/2007 
TAESA 
006/2004 
 
ATE IV 
008/2007 
LUMITRANS 
007/2004 
 
ATE V 
009/2007 
AETE 
008/2004 
 
CHESF 
010/2007 
TRANSLESTE 
009/2004 
 
ATE VI 
011/2007 
ITE 
001/2005 
 
CHESF 
012/2007 
Uirapuru 
002/2005 
 
ATE VII 
013/2007 
Quadro 1 – Contratos de Concessão com Subcláusula que estabelece redução da RAP a partir do 
16º ano. 
 
53. 
Os contratos de concessão que possuem instalações de transmissão, cuja entrada em 
operação comercial completará 15 anos ao longo do ciclo 2022-2023, estão listados no Quadro 2: 
 
Concessionária 
Contrato 
ATE III 
001/2006 
CHESF 
007/2005 
CGT 
010/2005 
INTESA 
002/2006 
LUMITRANS 
007/2004 
SMTE 
003/2006 
STC 
006/2006 
Quadro 2 - Contratos de Concessão com instalações, cuja entrada em 
operação comercial completará 15 anos durante ciclo 2022-2023. 
 
54. 
No levantamento das datas de entrada em operação comercial das instalações, foram 
utilizadas informações encaminhadas pelo ONS por meio da Carta nº 0374/100/201618, de 17 de março 
de 2016, as constantes no SIGET e as do Sistema de Informações Geográficas Cadastrais do SIN – SINDAT. 
A planilha contendo a data de entrada em operação comercial das instalações associadas aos contratos 
que sofrerão redução da RAP encontra-se anexa à esta nota técnica. 
 
55. 
Dado que os contratos de concessão possuem instalações cuja parcela de RAP associada 
será reduzida em 50% em datas distintas durante ciclo 2022-2023, foi calculada, conforme disciplinado 
 
18 SIC nº 48513.006775/2016-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
  Concessionária      Contrato            Concessionária      Contrato  
IEJAPI      143/2001            ATE III      001/2006    
TAESA      001/2002            INTESA      002/2006    
TAESA      002/2002            SMTE      003/2006    
CEEE-T      080/2002            LTT      004/2006    
TAESA      081/2002            ELETROSUL      005/2006    
ETAU      082/2002            STC      006/2006    
ERTE      083/2002            FURNAS      007/2006    
CPTE      084/2002            JTE      001/2007    
ENTE      085/2002            PCTE      002/2007    
ETIM      086/2002            RPTE      003/2007    
TAESA      087/2002            IEMG      004/2007    
TAESA      003/2004            CHESF      005/2007    
ELETROSUL      004/2004            ETES      006/2007    
STN      005/2004            SPTE      007/2007    
TAESA      006/2004            ATE IV      008/2007    
LUMITRANS      007/2004            ATE V      009/2007    
AETE      008/2004            CHESF      010/2007    
TRANSLESTE      009/2004            ATE VI      011/2007    
ITE      001/2005            CHESF      012/2007    
Uirapuru      002/2005            ATE VII      013/2007    
Concessionária  Contrato
ATE III  001/2006
CHESF  007/2005
CGT  010/2005
INTESA  002/2006
LUMITRANS  007/2004
SMTE  003/2006
STC  006/2006
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 12 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
no Submódulo 9.3 do PRORET, a RAP equivalente a ser recebida pelas concessionárias ao longo do ciclo 
2022-2023. 
 
56. 
A RAP equivalente, exposta na Tabela 1, considera: 
 
a) 
os valores pro rata das parcelas de RAP sem redução, de 1º de julho de 2022 até a data de 
fim do 15º ano de operação comercial das instalações; e 
 
b) 
os valores pro rata das parcelas de RAP com redução de 50%, a partir da data de início do 
16º ano de operação comercial das instalações até 30 de junho de 2023.  
 
Tabela 1 - RAP equivalente a ser recebida pelas Concessionárias ao longo do ciclo 2022-2023 
Concessionária 
Contrato 
RAP Equivalente (R$) 
Ref.: Jun-22 
ATE III 
001/2006 
        133.038.996,56  
CHESF 
007/2005 
          18.706.635,30  
CGT 
010/2005 
        139.906.807,02  
INTESA 
002/2006 
        165.634.329,13  
LUMITRANS 
007/2004 
          30.304.532,54  
SMTE 
003/2006 
        153.709.282,85  
STC 
006/2006 
          31.925.151,23  
 
57. 
Ressalta-se que, para ciclo 2023-2024, será estabelecida uma nova receita, contemplando 
a redução plena das parcelas de receita associadas aos contratos mencionados. A planilha contendo o 
detalhamento do cálculo encontra-se anexa a esta Nota Técnica.  
 
58. 
Além disso, alguns contratos de concessão já tiveram parte da receita reduzida no ciclo 
2019-2020, como consta na Nota Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL19, de 02 de julho de 2021, e tem, no 
ciclo 2022-2023, a redução plena das parcelas de receita associadas a esses contratos. As transmissoras 
que se enquadram nessa situação, bem como os valores de RAP com redução plena de 50% são 
apresentados na Tabela 2. 
 
Tabela 2 - Contratos com redução plena dos 50% no ciclo 2022-2023 
Concessionária 
Contrato 
RAP com redução plena 
(R$)  
Ref.: Jun-22 
ITE 
001/2005 
   131.838.972,80  
Uirapuru 
002/2005 
     18.706.635,30  
Transudeste 
005/2005 
   139.906.807,02  
PPTE 
009/2005 
   164.140.292,53  
TAESA 
011/2005 
     30.304.532,54  
Transirapé 
012/2005 
   152.322.811,25  
 
 
 
 
19 SIC 48581.001043/2021-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato  RAP Equivalente (R$)  
    Ref.: Jun-22  
  001/2006    
  007/2005    
  010/2005    
  002/2006    
  007/2004    
  003/2006    
  006/2006    
Concessionária  Contrato    RAP com redução plena  
      (R$)  
      Ref.: Jun-22  
  001/2005      
  002/2005      
  005/2005      
  009/2005      
  011/2005      
  012/2005      
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 13 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
III.3.3 – Revisão periódica da RAP de transmissoras licitadas 
 
59. 
Foram considerados nesta Nota Técnica os resultados da Revisão Periódica de 2022 da RAP 
das transmissoras licitadas20, conforme Resolução Homologatória nº 3.050/2022.  
 
60. 
A retroatividade da receita dos ativos incrementais, sujeitos à 1ª Revisão Tarifária, 
resultaram em Parcelas de Ajuste, conforme a regra do Submódulo 9.7 do Proret. Também foram 
reconhecidas como parcelas de ajuste as Outras Receitas da CGT Eletrosul (CC 010/2005), que não estão 
sujeitas à revisão da RAP Ofertada, bem como o resíduo de receita, especificamente do CAAE21, dos ativos 
incrementais da TP Norte (CC 012/2012) com vida útil finalizada em outubro de 2022. 
 
III.3.4 – Previsão de RAP para novas obras 
 
61. 
A previsão das parcelas da RAP, pro rata tempore, referentes às instalações de transmissão 
previstas para entrar em operação comercial entre 1º de julho de 2022 e 30 de junho de 2023, totalizou 
R$ 1.865.187.298,13, conforme apresentado na Tabela 3. 
 
Tabela 3 - Previsão de RAP (R$) para instalações que entrarão em operação no ciclo 2022-2023 
Previsão – Pro rata tempore (R $) 
Classificação do ativo 
Licitadas 
Autorizadas 
Melhorias 
TOTAL 
Rede Básica 
1.465.721.699,40 
82.288.869,24 
7.066.376,33 
1.555.076.944,97 
Rede Básica de Fronteira 
164.497.727,85 
37.071.650,22 
7.021.883,44 
208.591.261,51 
DIT compartilhada 
1.113.569,13 
29.640.376,12 
0,00 
30.753.945,24 
DIT de uso exclusivo 
37.975.211,10 
13.954.541,32 18.835.393,99 
70.765.146,41 
TOTAL 
1.669.308.207,49 162.955.436,89 32.923.653,76 
1.865.187.298,13 
 
62. 
No anexo V desta nota técnica, consta a lista das instalações previstas para entrarem em 
operação comercial durante o ciclo 2022-2023 e suas respectivas parcelas de RAP. Ressalta-se que para o 
cálculo das receitas foram consideradas informações constantes do SIGET em 30 de junho de 2022. 
 
III.3.5 – Resolução Autorizativa nº 800, de 30 de janeiro de 2007 
 
63. 
A Resolução Autorizativa nº 800, de 2007, estabelece valores da RAP devidas a CTEEP e a 
PPTE pelo ressarcimento dos custos dos serviços de operação e manutenção22 prestados pela CESP em 
equipamentos de propriedade desta, utilizadas por instalações de Rede Básica das concessionárias ali 
conectadas, conforme detalhado na Nota Técnica nº 002/2007-SRT/ANEEL, de 8 de janeiro de 2007. 
 
20 Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica 010/2005, 001/2007, 002/2007, 003/2007, 004/2007, 006/2007, 
007/2007, 008/2007, 009/2007, 010/2007, 011/2007, 012/2007, 001/2011, 008/2011, 009/2011, 010/2011, 012/2011, 
013/2011, 014/2011, 017/2011, 020/2011, 021/2011, 022/2011, 001/2012, 002/2012, 003/2012, 004/2012, 005/2012, 
006/2012, 007/2012, 008/2012, 009/2012, 010/2012, 011/2012, 012/2012, 013/2012, 014/2012, 016/2012, 017/2012, 
018/2012, 019/2012, 010/2016, 011/2016, 012/2016, 013/2016, 015/2016, 016/2016, 020/2016, 021/2016, 001/2017, 
002/2017, 003/2017, 004/2017, 005/2017, 006/2017, 007/2017, 008/2017, 009/2017, 010/2017, 011/2017, 012/2017, 
013/2017, 014/2017, 015/2017, 016/2017, 017/2017, 018/2017, 019/2017, 020/2017, 021/2017. 
21 Custo Anual dos dos Ativos Elétricos – CAAE. 
22 Os custos devidos pela CTEEP e PPTE são definidos nos Arts. 1º e 2º da Resolução Autorizativa nº 800, de 2007. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Classificação do ativo      Licitadas      Autorizadas      Melhorias      TOTAL    
      1.465.721.699,40      82.288.869,24      7.066.376,33        1.555.076.944,97  
      164.497.727,85      37.071.650,22      7.021.883,44        208.591.261,51  
      1.113.569,13      29.640.376,12      0,00        30.753.945,24  
      37.975.211,10      13.954.541,32      18.835.393,99        70.765.146,41  
  TOTAL      1.669.308.207,49      162.955.436,89      32.923.653,76      1.865.187.298,13  
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 14 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
 
64. 
Dessa forma, durante o ciclo 2022-2023, a CESP tem direito a receber, de cada uma das 
concessionárias de transmissão, CTEEP (Contrato de Concessão nº 059/2001) e PPTE (Contrato de 
Concessão nº 009/2005), R$ 2.139.285,56, já atualizado pelo IGP-M.  
 
III.3.6 – Encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG 
 
65. 
O Anexo VII indica os valores dos encargos de conexão23 referentes ao custeio das 
Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada – ICG e das Instalações de 
Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Individual – IEG, vinculadas aos Contratos de Concessão 
nº 007/2009, nº 008/2009, nº 009/2009, nº 019/2010, nº 020/2010, nº 021/2010, nº 008/2011, nº 
009/2011, nº 010/2011, nº 018/2012, nº 019/2012 e nº 013/2014. 
 
III.3.7 – Revisão autotutelar do Componente Financeiro da PRT 120/2016 no Despacho nº 1.425/2022 
 
66. 
Verificou-se que os valores do componente financeiro de que trata a Portaria MME nº 120, 
de 2016 para o ciclo 2021-2022 de algumas concessionárias, constante do Despacho nº 1.425, de 31 de 
maio de 2022, que analisou os pedidos de reconsideração interpostos contra a REH nº 2.895, de 2021, 
não estavam de acordo com os valores homologados pela ANEEL nas Resoluções Homologatórias que 
alteraram o resultado da primeira revisão periódica da RAP associada aos contratos de concessão de 
transmissão prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013. Os valores do referido Despacho e os 
valores corretos para as transmissoras em que ocorreu o erro material mencionado estão dispostos na 
tabela a seguir: 
 
Tabela 4 – Componente financeiro da PRT MME nº 120/2016 para o ciclo 2021-2022. 
Concessionária 
Contrato 
Valor  
DSP 1.425/2022 (R$) 
Ref.: Jun/21 
Valor Correto (R$) 
Ref.: Jun/21 
Diferença (R$) 
Ref.: Jun/21 
CEEE-T 
055/2001 
78.903.333,31 
78.754.575,981 
-148.757,65 
CHESF 
061/2001 
526.702.557,06 
530.101.291,722 
3.398.732,49 
FURNAS 
062/2001 
849.193.532,26 
847.840.145,303 
-1.353.390,43 
COPEL-GT 
060/2001 
55.384.378,98 
55.734.945,924 
350.566,71 
1 Conforme Anexo 3 da REH nº 2.960/2021, atualizado pelo IPCA para preços de junho de 2021. 
2 Conforme Anexo 3 da REH nº 2.935/2021, atualizado pelo IPCA para preços de junho de 2021. 
3 Conforme Anexo 3 da REH nº 2.848/2021, atualizado pelo IPCA para preços de junho de 2021. 
4 Conforme Anexo 3 da REH nº 2.847/2021, atualizado pelo IPCA para preços de junho de 2021. 
 
67. 
Isto posto, os valores foram devidamente corrigidos de forma retroativa e a PA Apuração 
referente ao ciclo 2021-2022, homologada no âmbito deste processo, foi calculada levando-se em 
consideração os valores corrigidos. 
 
III.3.8 – Revisão dos componentes da PRT 120/2016.  
 
68. 
As Resoluções homologatórias dos processos de revisão periódica de 2018 da RAP 
relacionada às transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013 foram retificadas em 
 
23 Os valores foram estabelecidos conforme apresentado na Nota Técnica nº 096/2022-SGT/ANEEL, de 24/6/2022, SIC nº 
48581.001730/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato    Valor    Valor Correto (R$)
Ref.: Jun/21  Diferença (R$)
Ref.: Jun/21
      DSP 1.425/2022 (R$)      
      Ref.: Jun/21      
CEEE-T  055/2001  78.903.333,31      78.754.575,981  -148.757,65
CHESF  061/2001  526.702.557,06      530.101.291,722  3.398.732,49
FURNAS  062/2001  849.193.532,26      847.840.145,303  -1.353.390,43
COPEL-GT  060/2001  55.384.378,98      55.734.945,924  350.566,71
Valor Correto (R$)
Ref.: Jun/21
Diferença (R$)
Ref.: Jun/21
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 15 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
14/03/2022, mediante a emissão da Nota Técnica nº 13/2022-SGT/ANEEL24, de 15 de fevereiro de 2022. 
Dessa forma, os componentes da PRT 120/2016 forma revistos. No caso do componente econômico, o 
mesmo ainda foi afetado por substituições, desativações e/ou transferências de ativos. No caso do 
componente financeiro, apenas os novos valores foram atualizados e considerados no ciclo 2022-2023, 
conforme tabela abaixo: 
 
Tabela 5 – Valores do componente Financeiro da PRT 120/2016 para o ciclo 2022-2023 (pós revisão) 
Concessionária 
Contrato 
2022-2023 (ref.: 06/2020) 
2022-2023 (ref.: 06/2022) 
CEEE-GT 
055/2001 
106.825.986,66 
128.973.526,74 
CELG-GT 
063/2001 
28.258.456,46 
34.117.099,26 
CEMIG-GT 
006/1997 
129.952.611,65 
156.894.845,14 
CHESF 
061/2001 
719.058.374,65 
868.136.091,36 
COPEL-GT 
060/2001 
75.602.151,46 
91.276.255,98 
CTEEP 
059/2001 
545.198.346,93 
658.230.789,88 
ELETRONORTE 
058/2001 
335.444.252,83 
404.989.737,67 
ELETROSUL 
057/2001 
157.217.695,83 
189.812.622,68 
FURNAS 
062/2001 
1.149.980.544,91 
1.388.398.564,83 
TOTAL 
  
3.247.538.421,40 
3.920.829.533,54 
 
III.3.9 – Revisão autotutelar da PA associada ao desconto de que trata o Módulo 3 das Regras dos 
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica e fixada no ciclo 2021-2022. 
 
69. 
Por ocasião da análise da apuração do ciclo 2021-2022, percebeu-se que algumas PA 
associadas ao desconto de que trata o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia 
Elétrica estavam fixadas em grupos diferentes do devido ou atribuídas a outro agente. Assim, para ajustar 
tal problema, as incorreções foram tratadas. Abaixo os problemas identificados e tratados no reajuste. 
 
• A PA fixada à transmissora ETC, no valor de -1.538.625,74 é na fronteira RIO NOVO DO SUL-
345/138 kV e não TAPAJOS-230/138 kV; 
•  A PA fixada à transmissora Z2, no valor de -74.648,83 é na fronteira TERESINA II-230/69 
kV e não TERESINA-230/69 kV; e  
• A PA que consta como da transmissora BRE 2, no valor de -39.598,25, na verdade é da BRE. 
 
III.3.10 – Revisão autotutelar de PA duplicadas. 
 
70. 
Foi verificado que algumas PA se encontravam duplicadas no resultado do ciclo 2021-2022. 
Assim, para resolver a questão, uma das parcelas em duplicidade foi zerada para que não fosse 
considerada na apuração. Assim, ao processar a apuração, a diferença foi ajustada.  
 
Tabela 6 – PA duplicadas no ciclo 2021-2022 
Agente 
Contrato 
IdePA 
(2021-2022) 
Tipo de grupo 
Nome do Grupo 
Valor 
CEEE-T 
055/2001 
56966 
DIT Exclusiva 
GRP FARROUPILHA - RGE SUL 
877.371,81 
CEEE-T 
055/2001 
56967 
DIT Exclusiva 
GRP FARROUPILHA - RGE SUL 
877.371,81 
 
24  Sic 48581.000426/2022-00 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária    Contrato      2022-2023 (ref.: 06/2020)    2022-2023 (ref.: 06/2022)
CEEE-GT    055/2001    106.825.986,66    128.973.526,74  
CELG-GT    063/2001    28.258.456,46    34.117.099,26  
CEMIG-GT    006/1997    129.952.611,65    156.894.845,14  
CHESF    061/2001    719.058.374,65    868.136.091,36  
COPEL-GT    060/2001    75.602.151,46    91.276.255,98  
CTEEP    059/2001    545.198.346,93    658.230.789,88  
ELETRONORTE    058/2001    335.444.252,83    404.989.737,67  
ELETROSUL    057/2001    157.217.695,83    189.812.622,68  
FURNAS    062/2001    1.149.980.544,91    1.388.398.564,83  
        3.247.538.421,40    3.920.829.533,54  
TOTAL              
Agente  Contrato    IdePA    Tipo de grupo      Nome do Grupo      Valor    
      (2021-2022)                    
CEEE-T  055/2001  56966        DIT Exclusiva      GRP FARROUPILHA - RGE SUL      877.371,81  
CEEE-T  055/2001  56967        DIT Exclusiva      GRP FARROUPILHA - RGE SUL      877.371,81  
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 16 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Furnas 
062/2001 
56952 
Rede Básica 
 
-666.190,20 
Furnas 
062/2001 
56955 
Rede Básica 
 
-666.190,20 
 
71. 
Cabe salientar que, no caso das PA associadas à DIT Exclusiva, o ajuste foi processado no 
cálculo da PA Diferença DIT Exclusiva. 
 
III.4 – PARCELA DE AJUSTE – PA PARA O PERÍODO 2022-2023  
 
72. 
A arrecadação e as necessidades de receita são variáveis ao longo do ciclo tarifário em 
função, por exemplo, das novas instalações – e respectivas receitas – que entram em operação comercial, 
além da dinâmica própria de contratação do uso da rede pelos usuários. Como as tarifas de transmissão 
permanecem fixas por 1 ano, foi necessária a criação de mecanismo para tratar do superávit ou do déficit 
de arrecadação que ocorre ao longo do período, pois não existe conta que centraliza os valores pagos 
pelos usuários. Todos os pagamentos são feitos diretamente dos usuários da rede às concessionárias de 
transmissão, de modo que o rateio de sobras e déficits é feito para cada uma das transmissoras. 
 
73. 
A Parcela de Ajuste - PA do ciclo tarifário atual (ciclo i) é o mecanismo utilizado pela ANEEL, 
previsto em contrato, para compensar o déficit ou superávit de arrecadação ocorrido no ciclo tarifário 
anterior (ciclo i-1). A atualização monetária da PA de cada Transmissora está conforme o Contrato de 
concessão ou ato de equiparação e o que consta no Submódulo 9.3 do Proret. Salienta-se, para os casos 
em que não há, no respectivo contrato, identificação objetiva da metodologia de aplicação do índice de 
atualização (se anual ou mensal), o Submódulo 9.3 do Proret, aprovado por meio da Resolução Normativa 
nº 774, de 2017, prevê a aplicação da metodologia de atualização “anual” da PA para os referidos casos.” 
  
74. 
O Anexo VI desta Nota Técnica apresenta os valores da PA para o período 2022-2023 por 
Contrato de Concessão, cujo resumo é mostrado na Tabela 7.  
 
Tabela 7 – Parcelas de Ajuste e Financeiros 
Tipo 
Rede Básica (R$) 
Rede Básica  
de Fronteira (R$) 
DIT  
Compartilhada 
(R$) 
DIT de Uso  
Exclusivo (R$) 
ICG /IEG 
TOTAL (R$) 
Financeiro Melhorias 
195.573.997,93 
0,00 
0,00 
0,00 
  
195.573.997,93 
PA Apuração 
-1.033.349.268,66 
-220.635.148,38 
93.507.497,76 
0,00 
  
-1.160.476.919,28 
PA Instalações 
Autorizadas sem RAP 
prévia (1) 
65.060.590,44 
5.031.966,44 
1.552.055,63 
15.892.980,04 
  
87.537.592,55 
PA Outros Ajustes 
114.063.381,93 
-17.733.444,29 
2.534.297,11 -21.140.945,33 5.889.958,27 
83.613.247,69 
PA Qualidade DIT 
0,00 
0,00 
0,00 
-8.350.309,61 
  
-8.350.309,61 
PA Revisão 
207.020.732,37 
198.209.096,86 
35.849.152,75 
82.303.792,69 
  
523.382.774,67 
TOTAL 
-451.630.565,99 
-35.127.529,37 133.443.003,25 
68.705.517,79 5.889.958,27 
-278.719.616,05 
(1) Conforme Nota Técnica nº 428/2022-SCT/ANEEL, de 10 de junho de 2022. (2) Os valores de PA de ICG/IEG não constam na Lista PA 
disponibilizada pois já se encontram contabilizados no Anexo VII. 
 
75. 
Ressalta-se que estes valores já contemplam as alterações apresentadas na Nota Técnica  
nº 82/2022-SGT/ANEEL, que apresenta o resultado dos Pedidos de Reconsideração interpostos em face 
da Resolução Homologatória nº 2.895, de 2021, retificada pela Resolução Homologatória nº 2.959, de 
2021, conforme determina o Despacho nº 1.425, de 31 de maio de 2022. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Furnas  062/2001  56952  Rede Básica      -666.190,20  
Furnas  062/2001  56955  Rede Básica      -666.190,20  
Tipo      Rede Básica (R$)      Rede Básica
de Fronteira (R$)        DIT    DIT de Uso
Exclusivo (R$)      ICG /IEG      TOTAL (R$)    
                    Compartilhada                    
                    (R$)                    
      195.573.997,93      0,00      0,00      0,00              195.573.997,93  
      -1.033.349.268,66      -220.635.148,38      93.507.497,76      0,00              -1.160.476.919,28  
      65.060.590,44      5.031.966,44      1.552.055,63      15.892.980,04            87.537.592,55    
      114.063.381,93      -17.733.444,29      2.534.297,11      -21.140.945,33      5.889.958,27        83.613.247,69  
      0,00      0,00      0,00      -8.350.309,61              -8.350.309,61  
      207.020.732,37      198.209.096,86      35.849.152,75      82.303.792,69              523.382.774,67  
  TOTAL      -451.630.565,99      -35.127.529,37      133.443.003,25      68.705.517,79      5.889.958,27      -278.719.616,05  
Rede Básica
de Fronteira (R$)
DIT de Uso
Exclusivo (R$)
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 17 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
 
III.4.1 – PA Apuração 
 
76. 
A PA Apuração é o valor que compensa as diferenças oriundas do déficit ou superávit de 
arrecadação que ocorre na apuração realizada pelo ONS. São consideradas as diferenças ocorridas nos 
meses de junho do ano i-1 (último mês do ciclo i-2) a maio do ano i (penúltimo mês do ciclo i-1), podendo-
se, eventualmente, considerar diferenças anteriores a esse período. 
 
III.4.2 – PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia 
 
77. 
Estas parcelas de ajuste refletem o pagamento retroativo da RAP de instalações de 
transmissão que foram autorizadas sem o estabelecimento de RAP. É considerado o período que abrange 
a data de entrada em operação comercial, até junho do ano i (junho do ciclo i-1). 
 
78. 
As PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia para o ciclo 2022-2023 foram calculadas 
considerando as obras que tiveram a parcela de RAP estabelecida pela SCT, conforme consta na Nota 
Técnica nº 428/2022-SCT/ANEEL25, que ensejou a publicação da Resolução Autorizativa nº 12.177, de 21 
de junho de 2022. 
 
79. 
Desse modo, a Tabela 8 representa o somatório, por transmissora e contrato, dos valores 
relativos à PA Instalações Autorizadas sem RAP Prévia para recebimento durante o ciclo 2022-2023: 
 
Tabela 8 – Parcela de Ajuste relativa à Instalações Autorizadas sem RAP Prévia (ciclo 2022-2023). 
Concessionária 
Contrato 
PA Instalações Autorizadas (R$) 
SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2022) 
ATE III 
001/2006 
                                      109.083,14  
BMTE 
014/2014 
                                   1.313.701,12  
CEEE-T 
055/2001 
                                   6.730.301,76  
CELG G&T 
063/2001 
                                   1.217.674,96  
CEMIG-GT 
006/1997 
                                   3.330.419,01  
CEMIG-GT 
079/2000 
                                        27.914,73  
CGT 
011/2010 
                                        45.844,48  
CGT 
057/2001 
                                   3.459.382,71  
CHESF 
004/2010 
                                      148.302,94  
CHESF 
008/2011 
                                        48.591,06  
CHESF 
010/2011 
                                      638.009,22  
CHESF 
017/2009 
                                        72.136,34  
CHESF 
019/2010 
                                        59.478,23  
CHESF 
019/2012 
                                        45.799,73  
CHESF 
020/2010 
                                      187.437,61  
CHESF 
061/2001 
                                52.465.518,44  
COPEL-GT 
060/2001 
                                           6.524,38  
CTEEP 
059/2001 
                                   4.163.534,59  
EATE 
042/2001 
                                      158.170,62  
ELETRONORTE 
001/2009 
                                           9.031,53  
 
25 SIC 48526.003314/2022-00 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato    PA Instalações Autorizadas (R$)  
      SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2022)  
ATE III  001/2006  109.083,14    
BMTE  014/2014  1.313.701,12    
CEEE-T  055/2001  6.730.301,76    
CELG G&T  063/2001  1.217.674,96    
CEMIG-GT  006/1997  3.330.419,01    
CEMIG-GT  079/2000  27.914,73    
CGT  011/2010  45.844,48    
CGT  057/2001  3.459.382,71    
CHESF  004/2010  148.302,94    
CHESF  008/2011  48.591,06    
CHESF  010/2011  638.009,22    
CHESF  017/2009  72.136,34    
CHESF  019/2010  59.478,23    
CHESF  019/2012  45.799,73    
CHESF  020/2010  187.437,61    
CHESF  061/2001  52.465.518,44    
COPEL-GT  060/2001  6.524,38    
CTEEP  059/2001  4.163.534,59    
EATE  042/2001  158.170,62    
ELETRONORTE  001/2009  9.031,53    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 18 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Concessionária 
Contrato 
PA Instalações Autorizadas (R$) 
SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2022) 
ELETRONORTE 
007/2008 
                                        19.647,63  
ELETRONORTE 
021/2009 
                                        42.703,07  
ELETRONORTE 
058/2001 
                                   2.724.793,91  
ENTE 
085/2002 
                                           4.126,86  
ETEP 
043/2001 
                                           3.451,63  
EVOLTZ IV 
008/2007 
                                        93.083,54  
FURNAS 
062/2001 
                                   9.762.223,41  
Macapá 
009/2008 
                                      116.900,25  
Manaus TR 
010/2008 
                                           1.278,83  
TAESA 
002/2002 
                                      132.425,51  
TAESA 
011/2005 
                                        12.781,48  
TAESA 
095/2000 
                                      147.347,81  
TAESA 
097/2000 
                                        40.661,81  
TSBE 
004/2012 
                                           7.837,72  
TSLE 
020/2012 
                                           7.319,45  
Xingu 
008/2008 
                                      184.153,04  
 
III.4.3 – PA Revisão 
 
80. 
Caso a Revisão Periódica gere diferença que deva ser compensada em forma de PA durante 
o ciclo i, o valor desta diferença é atualizado até junho do ano i e incluído na PA da transmissora sob a 
denominação de PA Revisão. 
 
III.4.3.1. – Efeito Retroativo da Revisão Periódica de Receitas de Reforços Autorizados 
 
81. 
Conforme itens 4.2 e 4.3 do Módulo 3 – Instalações e Equipamentos, das Regras dos 
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovada pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de 
dezembro de 2020, a receita revisada de reforços e melhorias autorizadas retroagirá à data de entrada 
em operação comercial da correspondente obra, sendo que a eventual diferença decorrente da revisão 
do valor será considerada na RAP da concessionária de transmissão. 
 
82. 
Sendo assim, para aquelas transmissoras que tiveram parcelas de receita de reforços e 
melhorias revisadas nesse ciclo e em ciclos anteriores, foi considerada uma PA de acordo com o 
regulamento mencionado. 
 
83. 
Cabe esclarecer que a parcela de ajuste total calculada foi dividida em parcelas iguais que 
serão aplicadas até o próximo processo de revisão periódica da RAP dessas concessionárias, conforme 
consta na Resolução Normativa nº 905, de 2020. 
 
III.4.4 – Parcela Variável 
 
84. 
As Parcelas Variáveis – PV são descontos aplicados na RAP devido à diminuição da 
qualidade do serviço prestado pelas transmissoras em decorrência do atraso para a entrada em 
operação, da indisponibilidade e da restrição operativa de instalações sob suas concessões. Durante o 
período de junho de 2021 a maio de 2022 foi descontado da receita das transmissoras os valores 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato    PA Instalações Autorizadas (R$)  
      SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2022)  
ELETRONORTE  007/2008  19.647,63    
ELETRONORTE  021/2009  42.703,07    
ELETRONORTE  058/2001  2.724.793,91    
ENTE  085/2002  4.126,86    
ETEP  043/2001  3.451,63    
EVOLTZ IV  008/2007  93.083,54    
FURNAS  062/2001  9.762.223,41    
Macapá  009/2008  116.900,25    
Manaus TR  010/2008  1.278,83    
TAESA  002/2002  132.425,51    
TAESA  011/2005  12.781,48    
TAESA  095/2000  147.347,81    
TAESA  097/2000  40.661,81    
TSBE  004/2012  7.837,72    
TSLE  020/2012  7.319,45    
Xingu  008/2008  184.153,04    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 19 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
apresentados na Tabela 9. 
 
Tabela 9 – Descontos aplicados nas receitas das transmissoras de junho de 2021 a maio de 2022. 
Concessionárias 
Parcela variável descontada (R$) 
NÃO LICITADAS 
1.041.864,80 
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 
229.042.863,98 
LICITADAS 
266.856.352,24 
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 
3.821.598,72 
TOTAL 
500.762.679,74 
Fonte: CARTA CTA-ONS DTA/SA 1106/2022 - SIC nº 48513.016985/2022-00. 
 
85. 
Assim, o valor líquido referente à redução de receita devido à aplicação da Seção 4.3 – 
Qualidade do Módulo 4 – Prestação dos Serviços das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia 
Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa nº 905, de 2020, é R$ 500.762.679,74.  
 
III.4.5 – PA Qualidade DIT 
 
86. 
A PA Qualidade DIT é o valor que deve ser descontado das concessionárias de transmissão 
devido à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão em DIT, conforme disposto nos 
Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 
 
87. 
A SRD, por meio do Nota Técnica nº 34/2022-SRD/ANEEL26, apresentou as informações 
referentes à apuração do recebimento dos indicadores e compensações de continuidade para 
distribuidoras acessadas por outras distribuidoras e para transmissoras responsáveis por instalações 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT do ano de 2021, conforme estabelecido pelo 
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica do PRODIST. 
 
88. 
Assim, a SGT, utilizando as informações apresentadas pela SRD, calculou a PA Qualidade 
DIT que deve ser aplicada no ciclo 2022-2023, por transmissora, relativa ao período de operação de 2021, 
consoante a Tabela 10. 
 
Tabela 10 – Parcela de Ajuste Qualidade nas DIT para o ciclo 2022-2023. 
Concessionária 
Contrato 
Distribuidora 
PA Qualidade 
DIT (R$)  
Ref.: Jun/2022 
PA Qualidade 
DIT Total (R$)  
Ref.: Jun/2022 
CEEE-GT 
055/2001 
CEEE-D 
-    1.771.337,21  -    3.337.588,25  
CEEE-GT 
055/2001 
RGE SUL 
-    1.566.251,04  
CEMIG-GT 
006/1997 
CEMIG-D 
-    1.637.980,17  -    1.637.980,17  
CHESF 
017/2012 
CELPE 
-          58.702,57  -          58.702,57  
CHESF 
061/2001 
CEAL 
-          17.451,69  
-        316.102,14  
CHESF 
061/2001 
CELPE 
-            1.045,86  
CHESF 
061/2001 
CEPISA 
-          62.644,77  
CHESF 
061/2001 
COELBA 
-        230.572,02  
CHESF 
061/2001 
COELCE 
-            4.387,80  
CTEEP 
059/2001 
BANDEIRANTE 
-        135.087,40  -    1.471.198,61  
CTEEP 
059/2001 
CPFL SANTA CRUZ 
-        613.491,50  
 
26 SIC nº 48554.001125/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
  Concessionárias    Parcela variável descontada (R$)  
  TOTAL    500.762.679,74  
Concessionária  Contrato  Distribuidora    PA Qualidade      PA Qualidade  
        DIT (R$)      DIT Total (R$)  
        Ref.: Jun/2022      Ref.: Jun/2022  
CEEE-GT  055/2001  CEEE-D  - 1.771.337,21      - 3.337.588,25    
CEEE-GT  055/2001  RGE SUL  - 1.566.251,04          
CEMIG-GT  006/1997  CEMIG-D  - 1.637.980,17      - 1.637.980,17    
CHESF  017/2012  CELPE  - 58.702,57      - 58.702,57    
CHESF  061/2001  CEAL  - 17.451,69      - 316.102,14    
CHESF  061/2001  CELPE  - 1.045,86          
CHESF  061/2001  CEPISA  - 62.644,77          
CHESF  061/2001  COELBA  - 230.572,02          
CHESF  061/2001  COELCE  - 4.387,80          
CTEEP  059/2001  BANDEIRANTE  - 135.087,40      - 1.471.198,61    
CTEEP  059/2001  CPFL SANTA CRUZ  - 613.491,50          
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 20 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Concessionária 
Contrato 
Distribuidora 
PA Qualidade 
DIT (R$)  
Ref.: Jun/2022 
PA Qualidade 
DIT Total (R$)  
Ref.: Jun/2022 
CTEEP 
059/2001 
CPFL-PAULISTA 
-          11.642,62  
CTEEP 
059/2001 
ELEKTRO 
-        710.977,10  
ELETRONORTE 
014/2012 
AME 
-        292.578,43  -        292.578,43  
ELETRONORTE 
012/2011 
CELPA 
-            4.622,48  -            4.622,48  
ELETRONORTE 
058/2001 
CELPA 
-        213.116,36  -        384.528,62  
ELETRONORTE 
058/2001 
CEMAR 
-        171.412,26  
ELETRONORTE 
007/2008 
CEMAR 
-          39.768,43  -          39.768,43  
EQTLT07 
020/2017 
CELPA 
-        106.028,59  -        106.028,59  
FURNAS 
062/2001 
CEMIG-D 
-        154.490,14  -        687.938,48  
FURNAS 
062/2001 
ESCELSA 
-        533.448,34  
MEZ 5 
003/2021 
CEEE-D 
-                705,92  -                705,92  
SE NARANDIBA 
009/2012 
COSERN 
-          12.566,91  -          12.566,91  
 
III.4.6 – PA Outros Ajustes 
 
89. 
Os passivos decorrentes de ajustes nas receitas das transmissoras detalhados a seguir 
foram incluídos no item “Outros Ajustes” que consta na PA das concessionárias de transmissão 
apresentadas no Anexo VI, cujas planilhas com as memórias de cálculo são apresentadas no Anexo XI 
desta nota técnica. 
 
III.4.6.1 - Despacho nº 1.425, de 2022: Efeitos Financeiros em Encargos de Conexão 
 
90. 
As alterações nos valores dos encargos de conexão decorrentes da análise dos Pedidos de 
Reconsideração interpostos em face da REH nº 2.859, de 2021, terão seus efeitos financeiros considerados 
em forma de PA a ser contabilizada durante do ciclo 2022-2023, conforme estabelecido pelo Despacho 
ANEEL nº 1.425, de 2022.  
 
91. 
A REH nº 2.959, de 2021, retificou os valores da REH nº 2.859, de 2021, com efeitos 
retroativos a julho/2021. Por meio do Despacho ANEEL nº 1.425, de 2022, foi concluída a análise dos 
pedidos de reconsideração com os valores definitivos do ciclo 2021/2022 aprovados pela Diretoria 
Colegiada da ANEEL. 
 
92. 
Dessa forma, a REH nº 2.959, publicada em 13 de outubro de 2021, é referência para 
apuração da diferença entre os custos de conexão pagos pelos usuários no ciclo 2021/2022 e os valores 
definitivos aprovados no Despacho ANEEL nº 1.42527, de 2022, exceto para algumas concessionárias de 
distribuição por terem a definição dos valores a serem pagos às transmissoras fixadas em seus processos 
tarifários com base na REH nº 2.859, de 2021.  
 
93. 
Para as distribuidoras com processos tarifários homologados no período de julho a 
setembro de 2021 a referência da apuração é a REH nº 2.859, de 2021. Para os processos tarifários 
homologados a partir de outubro 2021 constatou-se a adoção da referência da REH nº 2.859, de 2021, 
 
27 A Lista de Módulo do Despacho ANEEL nº 1.425, de 2022, adotada na apuração da diferença dos custos de conexão contém 
ajustes em função do componente financeiro da 120/2016, conforme seção III.3.9. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato  Distribuidora    PA Qualidade      PA Qualidade  
        DIT (R$)      DIT Total (R$)  
        Ref.: Jun/2022      Ref.: Jun/2022  
CTEEP  059/2001  CPFL-PAULISTA  - 11.642,62          
CTEEP  059/2001  ELEKTRO  - 710.977,10          
ELETRONORTE  014/2012  AME  - 292.578,43      - 292.578,43    
ELETRONORTE  012/2011  CELPA  - 4.622,48      - 4.622,48    
ELETRONORTE  058/2001  CELPA  - 213.116,36      - 384.528,62    
ELETRONORTE  058/2001  CEMAR  - 171.412,26          
ELETRONORTE  007/2008  CEMAR  - 39.768,43      - 39.768,43    
EQTLT07  020/2017  CELPA  - 106.028,59      - 106.028,59    
FURNAS  062/2001  CEMIG-D  - 154.490,14      - 687.938,48    
FURNAS  062/2001  ESCELSA  - 533.448,34          
MEZ 5  003/2021  CEEE-D  - 705,92      - 705,92    
SE NARANDIBA  009/2012  COSERN  - 12.566,91      - 12.566,91    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 21 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
para as concessionárias de distribuição CEEE-D e DMED. 
 
94. 
Foram adotados nos processos tarifários de 2021 das concessionárias de distribuição ENEL 
SP e ETO estimativas de custos de conexão, pois os seus processos foram deliberados antes da conclusão 
do processo de reajuste da RAP de 2021 e entraram em vigor em 04 de julho de 2021. Por isso, a referência 
para a apuração da diferença dos custos de conexão desses usuários são os valores estimados em seus 
processos tarifários. 
 
95. 
Foi identificada na instrução deste processo uma PA duplicada no ciclo 2021/2022 
referente ao grupo de equipamento GRP FARROUPILHA 1 - RGE SUL, de 877.371,81. Por isso foi 
considerada uma parcela negativa nesse valor para a transmissora CEEE-T. 
 
96. 
Além disso, algumas instalações foram reclassificadas no ciclo 2021/2022 de DIT Exclusiva 
para DIT Compartilhada ou Rede Básica. Sendo assim, as receitas dessas instalações já estão sendo 
consideradas no cálculo da PA Apuração atual com ajustes na PA da diferença dos encargos de conexão 
para evitar recebimento de valores em duplicidade. 
 
Tabela 11: Grupo de equipamentos com instalações reclassificadas. 
 
 
 
 
 
 
 
97. 
A memória de cálculo das referidas PA será disponibilizada nos anexos do reajuste. 
 
III.4.6.2 – Passivo Financeiro pela Suspensão do Pagamento Base 
 
98. 
O ONS, por meio da Carta CTA-ONS DTA 1047/202228, de 10 de junho de 2022, informou 
sobre as funções de transmissão relacionadas com Rede Básica de Fronteira e cujas suspensões de 
Pagamentos Base suspensos em decorrência da não prestação do serviço público de transmissão não 
foram descontadas na AMSE durante o ciclo 2021-2022.  
 
99. 
Essas suspensões de Pagamento Base ocorrem em cumprimento às disposições 
regulamentares estabelecidas no subitem 4.5.2 do Módulo 4 (Prestação dos Serviços) das Regras dos 
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa nº 906, de 8 de 
dezembro de 2020. 
 
100. 
Dessa forma, a SGT apresenta a Tabela 12 com os valores29 a serem devolvidos pelas 
concessionárias de transmissão durante o ciclo 2022-2023, referente às suspensões dos pagamentos base 
informadas pelo ONS. 
 
 
28 SIC nº 48513.015911/2022-00. 
29 A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo. 
Grupos com instalações reclassificadas  
GRP LT 230 kV INTEGRADORA / ONCA PUMA - CVRD 
GRP 13,8 kV SUMARE SP 
GRP 138 kV GETULINA SP 
GRP 138 kV ALTA PAULISTA SP 
GRP 138 kV BAGUACU SP 
GRP GETULINA - CPFL 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
  Grupos com instalações reclassificadas  
GRP LT 230 kV INTEGRADORA / ONCA PUMA - CVRD    
GRP 13,8 kV SUMARE SP    
GRP 138 kV GETULINA SP    
GRP 138 kV ALTA PAULISTA SP    
GRP 138 kV BAGUACU SP    
GRP GETULINA - CPFL    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 22 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Tabela 12 – Valores a devolver pela Concessionária devido à suspensão dos pagamentos-base. 
Concessão 
Contrato 
Grupo 
PA Ref.: 06/2022 
CEMIG GT 
006/1997 IPATINGA 1-230/138 kV 
            -120.344,60  
CTEEP 
059/2001 SANTA CABECA-230/88 kV 
             -17.914,87  
FURNAS 
062/2001 JACAREPAGUA-345/138 kV 
            -217.276,63  
Macapá 
009/2008 LARANJAL-230/69 kV 
            -400.526,37  
Macapá 
009/2008 MACAPA-230/69 kV 
           - 345.190,91  
 
III.4.6.3 – Valores referentes à O&M de instalações transferidas 
 
101. 
As parcelas de RAP referentes à operação e manutenção de instalações transferidas às 
concessionárias de transmissão em função de seccionamento de linhas de transmissão, por exemplo, 
foram consideradas na RAP das respectivas transmissoras proprietárias das instalações. 
 
Além disso, a parcela de ajuste associada à operação e manutenção das instalações 
transferidas, referente ao período compreendido entre a data de entrada em operação comercial das 
instalações até 30 de junho de 2022, foi considerada na PA Outros Ajustes da respectiva concessionária 
proprietária das instalações, bem como os valores referentes ao atendimento da alínea “e” do §3º do Art. 
7º da Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, como exposto na Tabela 13. 
Tabela 13 - Parcela de Ajuste associada à operação e manutenção das instalações transferidas. 
Transmissora 
Contrato 
Empreendimento 
 Ato Autorizativo  
PA O&M  
R$ - Ref.: 
Jun-2022 
PA (§3º do Art. 7º 
da REN 67/2004) 
R$ - Ref.: Jun-2022 
Chesf 
019/2010 
Seccionamento da linha de 
transmissão 230 kv João Câmara ii – 
Extremoz ii. 
 DSP n° 1.169/2022  
              
3.446.077,73  
  
Chesf 
019/2010 
Seccionamento da linha de 
transmissão 230 kv João Câmara ii – 
Extremoz ii. 
 DSP n° 1.169/2022  
  
                   
976.493,94  
CTEEP 
059/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 138 kV Euclides da 
Cunha – Itaipava. 
 DSP n° 960/2022  
                  
718.712,32  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento na SE Nossa 
Senhora do Socorro. 
 DSP n° 1.080/2022  
                  
260.821,71  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Lt 230 kv 
Campina Grande ii – Natal ii, c1 e c2.  DSP n° 1.073/2022  
              
1.008.049,10  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Senhor do 
Bonfim II – Irecê na SE Campo 
Formoso. 
 DSP n° 1.172/2022  
              
4.270.931,02  
  
CTEEP 
059/2001 
Seccionamento da LT 440 kV Ilha 
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138 
kV Nova Avanhandava - Valparaíso 
C1 e C2. 
 DSP n° 1.091/2022  
  
                   
221.899,79  
CTEEP 
059/2001 
Seccionamento da LT 440 kV Ilha 
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138 
kV Nova Avanhandava - Valparaíso 
C1 e C2. 
 DSP n° 1.091/2022  
              
1.696.776,61  
  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
  Concessão      Contrato      Grupo      PA Ref.: 06/2022  
CEMIG GT      006/1997      IPATINGA 1-230/138 kV      -120.344,60    
CTEEP      059/2001      SANTA CABECA-230/88 kV      -17.914,87    
FURNAS      062/2001      JACAREPAGUA-345/138 kV      -217.276,63    
Macapá      009/2008      LARANJAL-230/69 kV      -400.526,37    
Macapá      009/2008      MACAPA-230/69 kV      - 345.190,91    
Transmissora  Contrato  Empreendimento  Ato Autorizativo    PA O&M      PA (§3º do Art. 7º  
          R$ - Ref.:      da REN 67/2004)  
          Jun-2022      R$ - Ref.: Jun-2022  
Chesf  019/2010  Seccionamento da linha de
transmissão 230 kv João Câmara ii –
Extremoz ii.  DSP n° 1.169/2022  3.446.077,73          
Chesf  019/2010  Seccionamento da linha de
transmissão 230 kv João Câmara ii –
Extremoz ii.  DSP n° 1.169/2022        976.493,94    
CTEEP  059/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 138 kV Euclides da
Cunha – Itaipava.  DSP n° 960/2022  718.712,32          
Chesf  061/2001  Seccionamento na SE Nossa
Senhora do Socorro.  DSP n° 1.080/2022  260.821,71          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Lt 230 kv
Campina Grande ii – Natal ii, c1 e c2.  DSP n° 1.073/2022  1.008.049,10          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Senhor do
Bonfim II – Irecê na SE Campo
Formoso.  DSP n° 1.172/2022  4.270.931,02          
CTEEP  059/2001  Seccionamento da LT 440 kV Ilha
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138
kV Nova Avanhandava - Valparaíso
C1 e C2.  DSP n° 1.091/2022        221.899,79    
CTEEP  059/2001  Seccionamento da LT 440 kV Ilha
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138
kV Nova Avanhandava - Valparaíso
C1 e C2.  DSP n° 1.091/2022  1.696.776,61          
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 23 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Transmissora 
Contrato 
Empreendimento 
 Ato Autorizativo  
PA O&M  
R$ - Ref.: 
Jun-2022 
PA (§3º do Art. 7º 
da REN 67/2004) 
R$ - Ref.: Jun-2022 
CTEEP 
059/2001 
Seccionamento da LT 440 kV Ilha 
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138 
kV Nova Avanhandava - Valparaíso 
C1 e C2. 
 DSP n° 1.091/2022  
                  
985.427,73  
  
CTEEP 
059/2001 
Seccionamento da LT 440 kV 
Marechal Rondon – Taquaruçu e da 
LT 138 kV Flórida Paulista - 
Presidente Prudente C1 e C2. 
 DSP n° 1.091/2022  
              
8.849.282,40  
  
CTEEP 
059/2001 
 seccionamento da LT 440 kV 
Marechal Rondon – Taquaruçu e da 
LT 138 kV Flórida Paulista - 
Presidente Prudente C1 e C2. 
 DSP n° 1.091/2022  
                  
978.749,60  
  
CTEEP 
059/2001 
Seccionamento da LT 440 kV 
Marechal Rondon – Taquaruçu e da 
LT 138 kV Flórida Paulista - 
Presidente Prudente C1 e C2. 
 DSP n° 1.091/2022  
  
                   
1.933.810,93  
ETB 
011/2016 
Seccionamento da lt 500 kv Bom 
Jesus da Lapa ii – Gentio do Ouro ii. 
 DSP n° 1.071/2022  
                  
746.813,44  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV 
Banabuiú/Mossoró II C-1 CE/RN na 
SE Alex. 
 DSP n° 1.183/2022  
                  
425.042,89  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Paulo Afonso III 
- Angelim 
 DSP n° 1.019/2022  
                  
599.300,15  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Paulo Afonso III 
– Angelim. 
 DSP n° 1.019/2022  
  
                   
962.682,02  
CTEEP 
059/2001 
seccionamento da LT 440 kV Bauru 
– Oeste C1. 
 DSP n° 1.227/2022  
                  
963.616,10  
  
Chesf 
019/2010 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Açu II/Mossoró 
II C2. 
 DSP n° 1.269/2022  
              
1.693.942,01  
  
Chesf 
019/2010 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Açu II/Mossoró 
II C2. 
 DSP n° 1.269/2022  
  
                   
1.484.628,67  
CPTE 
084/2002 
Seccionamento da LT 500 kV Tijuco 
Preto/ Cachoeira Paulista C-2. 
 DSP n° 1.245/2022  
                  
519.717,69  
  
CPTE 
084/2002 
Seccionamento da LT 500 kV Tijuco 
Preto/ Cachoeira Paulista C-2. 
 DSP n° 1.245/2022  
  
                   
1.063.477,26  
Eletrosul 
012/2010 
Seccionamento LT 230 kV Monte 
Claro - Garibaldi. 
 DSP n° 1.247/2022  
                  
330.213,89  
  
Eletrosul 
012/2010 
Seccionamento LT 230 kV Monte 
Claro - Garibaldi. 
 DSP n° 1.247/2022  
  
                   
1.309.886,39  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Açu II/Mossoró 
II C1.  
 DSP n° 1.307/2022  
              
2.083.722,64  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Açu II/Mossoró 
II C1.  
 DSP n° 1.307/2022  
  
                   
1.935.089,47  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Transmissora  Contrato  Empreendimento  Ato Autorizativo    PA O&M      PA (§3º do Art. 7º  
          R$ - Ref.:      da REN 67/2004)  
          Jun-2022      R$ - Ref.: Jun-2022  
CTEEP  059/2001  Seccionamento da LT 440 kV Ilha
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138
kV Nova Avanhandava - Valparaíso
C1 e C2.  DSP n° 1.091/2022  985.427,73          
CTEEP  059/2001  Seccionamento da LT 440 kV
Marechal Rondon – Taquaruçu e da
LT 138 kV Flórida Paulista -
Presidente Prudente C1 e C2.  DSP n° 1.091/2022  8.849.282,40          
CTEEP  059/2001  seccionamento da LT 440 kV
Marechal Rondon – Taquaruçu e da
LT 138 kV Flórida Paulista -
Presidente Prudente C1 e C2.  DSP n° 1.091/2022  978.749,60          
CTEEP  059/2001  Seccionamento da LT 440 kV
Marechal Rondon – Taquaruçu e da
LT 138 kV Flórida Paulista -
Presidente Prudente C1 e C2.  DSP n° 1.091/2022        1.933.810,93    
ETB  011/2016  Seccionamento da lt 500 kv Bom
Jesus da Lapa ii – Gentio do Ouro ii.  DSP n° 1.071/2022  746.813,44          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV
Banabuiú/Mossoró II C-1 CE/RN na
SE Alex.  DSP n° 1.183/2022  425.042,89          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Paulo Afonso III
- Angelim  DSP n° 1.019/2022  599.300,15          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Paulo Afonso III
– Angelim.  DSP n° 1.019/2022        962.682,02    
CTEEP  059/2001  seccionamento da LT 440 kV Bauru
– Oeste C1.  DSP n° 1.227/2022  963.616,10          
Chesf  019/2010  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Açu II/Mossoró
II C2.  DSP n° 1.269/2022  1.693.942,01          
Chesf  019/2010  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Açu II/Mossoró
II C2.  DSP n° 1.269/2022        1.484.628,67    
CPTE  084/2002  Seccionamento da LT 500 kV Tijuco
Preto/ Cachoeira Paulista C-2.  DSP n° 1.245/2022  519.717,69          
CPTE  084/2002  Seccionamento da LT 500 kV Tijuco
Preto/ Cachoeira Paulista C-2.  DSP n° 1.245/2022        1.063.477,26    
Eletrosul  012/2010  Seccionamento LT 230 kV Monte
Claro - Garibaldi.  DSP n° 1.247/2022  330.213,89          
Eletrosul  012/2010  Seccionamento LT 230 kV Monte
Claro - Garibaldi.  DSP n° 1.247/2022        1.309.886,39    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Açu II/Mossoró
II C1.  DSP n° 1.307/2022  2.083.722,64          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Açu II/Mossoró
II C1.  DSP n° 1.307/2022        1.935.089,47    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 24 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Transmissora 
Contrato 
Empreendimento 
 Ato Autorizativo  
PA O&M  
R$ - Ref.: 
Jun-2022 
PA (§3º do Art. 7º 
da REN 67/2004) 
R$ - Ref.: Jun-2022 
STN 
005/2004 
Seccionamento da LT 500kV 
Teresina II - Sobral III. 
 DSP n° 1.254/2022  
              
1.834.282,05  
  
STN 
005/2004 
Seccionamento da LT 500kV 
Teresina II - Sobral III C2. 
 DSP n° 1.254/2022  
  
                   
2.362.698,85  
Eletrosul 
004/2012 
Seccionamento LT 230 kV Camaquã 
3- Quinta. 
 DSP n° 1.446/2022  
              
3.048.350,87  
  
Cemig 
006/1997 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Governador 
Valadares 2 – Mesquita. 
 DSP n° 1.264/2022  
              
1.464.654,12  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Funil - Itapebi 
C2. 
 DSP n° 1.270/2022  
                  
261.182,93  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230kV Funil - Itapebi 
C2. 
 DSP n° 1.270/2022  
  
                   
1.602.662,73  
Furnas 
062/2001 
Seccionamento das LTs 345 kV 
Campos - Vitória e Campos - Viana. 
 DSP n° 1.405/2022  
              
1.991.199,25  
  
Furnas 
062/2001 
Seccionamento das LTs 345 kV 
Campos - Vitória e Campos - Viana. 
 DSP n° 1.405/2022  
  
                   
2.489.800,22  
Furnas 
062/2001 
Seccionamento das LTS 500 kv 
Adrianópolis - Resende e 
Adrianópolis – Cachoeira Paulista. 
 DSP n° 1.387/2022  
              
6.608.584,55  
  
Furnas 
062/2001 
Seccionamento das LTS 500 kv 
Adrianópolis - Resende e 
Adrianópolis – Cachoeira Paulista. 
 DSP n° 1.387/2022  
  
                   
2.746.734,06  
CTEEP 
059/2001 
Seccionamento da LT 230 kV 
Aparecida - Santa Cabeça C1 e C2. 
 DSP n° 1.271/2022  
                  
914.938,12  
  
Eletrosul 
057/2001 
Seccionamento LT 230 kv Londrina - 
Apucarana C1. 
 DSP n° 1.302/2022  
                  
123.552,73  
  
Eletrosul 
057/2001 
Seccionamento Lt 230 kv Londrina - 
Apucarana C1  
 DSP n° 1.302/2022  
  
                   
1.089.075,13  
IE Sul 
016/2008 
Seccionamento da LT 230 kV Jorge 
Lacerda B – Siderópolis C3. 
 DSP n° 1.318/2022  
                  
735.506,69  
  
IE Sul 
016/2008 
Seccionamento da LT 230 kV Jorge 
Lacerda B – Siderópolis C3. 
 DSP n° 1.318/2022  
  
                   
602.841,38  
Eletrosul 
057/2001 
Seccionamento LT 230 kV Areia - 
Ponta Grossa Norte. 
 DSP n° 1.281/2022  
                  
107.016,58  
  
Eletrosul 
057/2001 
Seccionamento LT 230 kV Areia - 
Ponta Grossa Norte. 
 DSP n° 1.281/2022  
  
                   
1.696.795,86  
Chesf 
005/2008 
Seccionamento da LT 230kV Jardim-
Penedo na SE Nossa Senhora do 
Socorro. 
 DSP n° 1.414/2022  
                    
43.865,09  
  
Chesf 
005/2008 
Seccionamento da LT 230kV Jardim-
Penedo. 
 DSP n° 1.414/2022  
  
                   
846.691,37  
IE Evrecy 
020/2008 
Seccionamento da LT 230 kV 
Conselheiro Pena - Governador 
Valadares 2. 
 DSP n° 1.470/2022  
              
1.262.617,59  
  
IE Evrecy 
020/2008 
Seccionamento da LT 230 kV 
Conselheiro Pena - Governador 
Valadares 2. 
 DSP n° 1.470/2022  
  
                   
427.904,19  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Transmissora  Contrato  Empreendimento  Ato Autorizativo    PA O&M      PA (§3º do Art. 7º  
          R$ - Ref.:      da REN 67/2004)  
          Jun-2022      R$ - Ref.: Jun-2022  
STN  005/2004  Seccionamento da LT 500kV
Teresina II - Sobral III.  DSP n° 1.254/2022  1.834.282,05          
STN  005/2004  Seccionamento da LT 500kV
Teresina II - Sobral III C2.  DSP n° 1.254/2022        2.362.698,85    
Eletrosul  004/2012  Seccionamento LT 230 kV Camaquã
3- Quinta.  DSP n° 1.446/2022  3.048.350,87          
Cemig  006/1997  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Governador
Valadares 2 – Mesquita.  DSP n° 1.264/2022  1.464.654,12          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Funil - Itapebi
C2.  DSP n° 1.270/2022  261.182,93          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Funil - Itapebi
C2.  DSP n° 1.270/2022        1.602.662,73    
Furnas  062/2001  Seccionamento das LTs 345 kV
Campos - Vitória e Campos - Viana.  DSP n° 1.405/2022  1.991.199,25          
Furnas  062/2001  Seccionamento das LTs 345 kV
Campos - Vitória e Campos - Viana.  DSP n° 1.405/2022        2.489.800,22    
Furnas  062/2001  Seccionamento das LTS 500 kv
Adrianópolis - Resende e
Adrianópolis – Cachoeira Paulista.  DSP n° 1.387/2022  6.608.584,55          
Furnas  062/2001  Seccionamento das LTS 500 kv
Adrianópolis - Resende e
Adrianópolis – Cachoeira Paulista.  DSP n° 1.387/2022        2.746.734,06    
CTEEP  059/2001  Seccionamento da LT 230 kV
Aparecida - Santa Cabeça C1 e C2.  DSP n° 1.271/2022  914.938,12          
Eletrosul  057/2001  Seccionamento LT 230 kv Londrina -
Apucarana C1.  DSP n° 1.302/2022  123.552,73          
Eletrosul  057/2001  Seccionamento Lt 230 kv Londrina -
Apucarana C1  DSP n° 1.302/2022        1.089.075,13    
IE Sul  016/2008  Seccionamento da LT 230 kV Jorge
Lacerda B – Siderópolis C3.  DSP n° 1.318/2022  735.506,69          
IE Sul  016/2008  Seccionamento da LT 230 kV Jorge
Lacerda B – Siderópolis C3.  DSP n° 1.318/2022        602.841,38    
Eletrosul  057/2001  Seccionamento LT 230 kV Areia -
Ponta Grossa Norte.  DSP n° 1.281/2022  107.016,58          
Eletrosul  057/2001  Seccionamento LT 230 kV Areia -
Ponta Grossa Norte.  DSP n° 1.281/2022        1.696.795,86    
Chesf  005/2008  Seccionamento da LT 230kV Jardim-
Penedo na SE Nossa Senhora do
Socorro.  DSP n° 1.414/2022  43.865,09          
Chesf  005/2008  Seccionamento da LT 230kV Jardim-
Penedo.  DSP n° 1.414/2022        846.691,37    
IE Evrecy  020/2008  Seccionamento da LT 230 kV
Conselheiro Pena - Governador
Valadares 2.  DSP n° 1.470/2022  1.262.617,59          
IE Evrecy  020/2008  Seccionamento da LT 230 kV
Conselheiro Pena - Governador
Valadares 2.  DSP n° 1.470/2022        427.904,19    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 25 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Transmissora 
Contrato 
Empreendimento 
 Ato Autorizativo  
PA O&M  
R$ - Ref.: 
Jun-2022 
PA (§3º do Art. 7º 
da REN 67/2004) 
R$ - Ref.: Jun-2022 
Chesf 
061/2001 
O&M relativo à transferência da 
Codevasf para a Chesf de uma 
Entrada de Linha – EL, de 230 kV, 
arranjo BD4, na SE Bom Nome. 
 REA n° 12.075/2022  
                  
699.858,91  
  
Simões 
028/2018 
Solicitação do cadastro dos ativos 
transferidos na SE Curral Novo do 
Piauí II e o estabelecimento de 
receita para operação e 
manutenção. 
 REA n° 12.076/2022  
                  
321.922,74  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Sobral II - 
Piripiri. 
 REA nº 10.894/2021  
  
                   
752.647,82  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 500 kV Messias - Recife 
II. 
 REA nº 10.924/2021  
  
                   
997.375,43  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 500 kV Jardim - 
Camaçari II. 
 REA nº 10.969/2021  
  
                   
573.585,97  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 500 kV Sobral III – 
Fortaleza II ; seccionamento da 
Linha de Transmissão 230 kV 
Banabuiú – Fortaleza; 
seccionamentos da Linha de 
Transmissão 230 kV Paulo Afonso III 
– Angelim I C2 e C3, da Linha de 
Transmissão 230 kV Paulo Afonso III 
– Angelim I C4 e da Linha de 
Transmissão 500 kV Luis Gonzaga –
Angelim II C1 ; e seccionamento da 
Linha de Transmissão 500 kV 
Angelim II – Recife II C1. 
 REA nº 11.120/2022  
              
7.550.377,93  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Paulo Afonso III 
– Bom Nome C-2. 
 REA nº 11.201/2022  
              
1.152.105,58  
  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Campina 
Grande II – Natal III. 
 DSP 613/2022  
  
                   
620.347,06  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Rio Largo II – 
Penedo. 
 REA nº 11.798/2022  
  
                   
386.500,35  
Chesf 
061/2001 
Seccionamento da Linha de 
Transmissão 230 kV Campina 
Grande II -Extremoz II. 
 REA nº 11.735/2022  
  
                   
1.688.153,00  
Chesf 
061/2001 
Reforço autorizado pela REA n° 
8.328/2019, para instalação do 4° 
ATR 500/230 kV. 
 REA nº 12.073/2022  5.397.557,17   
Furnas 
062/2001 
Reforço e Melhoria autorizados pela 
REA n° 7.831/2019 para a SE Ibiúna.  REA nº 12.073/2022  4.586.309,59   
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Transmissora  Contrato  Empreendimento  Ato Autorizativo    PA O&M      PA (§3º do Art. 7º  
          R$ - Ref.:      da REN 67/2004)  
          Jun-2022      R$ - Ref.: Jun-2022  
Chesf  061/2001  O&M relativo à transferência da
Codevasf para a Chesf de uma
Entrada de Linha – EL, de 230 kV,
arranjo BD4, na SE Bom Nome.  REA n° 12.075/2022  699.858,91          
Simões  028/2018  Solicitação do cadastro dos ativos
transferidos na SE Curral Novo do
Piauí II e o estabelecimento de
receita para operação e
manutenção.  REA n° 12.076/2022  321.922,74          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Sobral II -
Piripiri.  REA nº 10.894/2021        752.647,82    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Messias - Recife
II.  REA nº 10.924/2021        997.375,43    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Jardim -
Camaçari II.  REA nº 10.969/2021        573.585,97    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Sobral III –
Fortaleza II ; seccionamento da
Linha de Transmissão 230 kV
Banabuiú – Fortaleza;
seccionamentos da Linha de
Transmissão 230 kV Paulo Afonso III
– Angelim I C2 e C3, da Linha de
Transmissão 230 kV Paulo Afonso III
– Angelim I C4 e da Linha de
Transmissão 500 kV Luis Gonzaga –
Angelim II C1 ; e seccionamento da
Linha de Transmissão 500 kV
Angelim II – Recife II C1.  REA nº 11.120/2022  7.550.377,93          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Paulo Afonso III
– Bom Nome C-2.  REA nº 11.201/2022  1.152.105,58          
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Campina
Grande II – Natal III.  DSP 613/2022        620.347,06    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Rio Largo II –
Penedo.  REA nº 11.798/2022        386.500,35    
Chesf  061/2001  Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Campina
Grande II -Extremoz II.  REA nº 11.735/2022        1.688.153,00    
Chesf  061/2001  Reforço autorizado pela REA n°
8.328/2019, para instalação do 4°
ATR 500/230 kV.  REA nº 12.073/2022  5.397.557,17          
Furnas  062/2001  Reforço e Melhoria autorizados pela
REA n° 7.831/2019 para a SE Ibiúna.  REA nº 12.073/2022  4.586.309,59          
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 26 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
III.4.6.4 – Instalações de Rede Básica de Fronteira ou DIT Compartilhada que entraram em operação 
comercial com pendência não impeditiva própria 
 
102. 
De acordo com a Nota Técnica nº 304/2016-SGT/ANEEL30, de 13 de setembro de 2016, os 
descontos nas parcelas de receitas associadas às instalações classificadas como Rede Básica de Fronteira 
e DIT Compartilhada, que entrarem em operação comercial com Termo de Liberação Provisório – TLP com 
pendência não impeditiva própria, serão tratados por meio de parcela de ajuste, a ser estabelecida no 
Reajuste Anual das RAP das concessionárias. 
 
103. 
Sendo assim, foram calculadas as Parcelas de Ajuste apresentadas na Tabela 14, referentes 
aos descontos de que trata Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, para as 
instalações classificadas como Rede Básica de Fronteira e DIT Compartilhadas que tiveram a entrada em 
operação comercial reconhecida ao longo do ciclo 2020-2021 ou que entraram em operação comercial 
em ciclos anteriores, mas que ainda se encontram em operação comercial com pendência não impeditiva 
própria.  
 
104. 
Cabe esclarecer que, segundo consta no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão 
de Energia Elétrica, caso a pendência não impeditiva própria não seja solucionada pela transmissora em 
até 12 meses após o início da operação comercial com pendências, a concessionária sofrerá o desconto 
de 20% da parcela de RAP correspondente. A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo. 
 
Tabela 14 - Parcelas de Ajuste apresentadas a seguir referente aos descontos de 
que trata o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica. 
Concessionária 
Contrato 
Grupo Pagador 
PA (Ref. 
Jun/2022) 
CGT 
007/2014 PINHALZINHO-230/138 kV 
-167.692,13  
CHESF 
061/2001 CAMACARI II-230/69 kV 
-17.435,40  
IE Pinheiros 
015/2008 GETULINA-440/138 kV 
-548.511,83  
CGT 
057/2001 Rede Básica 
-26.876,50  
CHESF 
061/2001 MATATU-230/69 kV 
-29.845,15  
LITORAL SUL 
018/2016 TUBARAO SUL-230/138 kV 
-279.110,04  
GUAÍRA 
023/2017 LONDRINA SUL-230/138 kV 
-201.144,50  
ARGO III 
049/2017 COLETORA PORTO VELHO-230/69 kV 
-140.779,59  
Z3 
009/2018 ITABUNA III-230/138 kV 
-465.507,02  
GRALHA AZUL 
001/2018 GUARAPUAVA OESTE-230/138 kV 
-26.919,86  
ENERGISA PARÁ 
030/2018 SERRA PELADA-500/138 kV 
-114.840,93  
AMAPAR 
007/2019 JURUPARI-230/69 kV 
-58.109,42  
Z2 
045/2017 CAXIAS II-230/69 kV 
-467.828,40  
COPEL-GT 
060/2001 UBERABA-230/69 kV 
-3.879,96  
ELETRONORTE 
058/2001 P.DUTRA-230/69 kV 
-23.651,17  
ELETRONORTE 
058/2001 TUCURUI-230/69 kV 
-826,52  
FURNAS 
062/2001 ADRIANOPOLIS-345/138 kV 
-36.617,68  
FURNAS 
062/2001 JACAREPAGUA-345/138 kV 
-229,71  
MANTIQUEIRA 
005/2016 J.MONLEVADE 4-230/69 kV 
-87.464,92  
LITORAL SUL 
018/2016 TUBARAO SUL-230/69 kV 
-1.215.571,13  
DOURADOS 
025/2017 DOURADOS 2-230/138 kV 
-955.459,68  
 
30 SIC nº 48581.002702/2016-00; Nota Técnica que instruiu o Despacho nº 2.568, de 2016. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato  Grupo Pagador    PA (Ref.  
        Jun/2022)  
CGT  007/2014  PINHALZINHO-230/138 kV  -167.692,13    
CHESF  061/2001  CAMACARI II-230/69 kV  -17.435,40    
IE Pinheiros  015/2008  GETULINA-440/138 kV  -548.511,83    
CGT  057/2001  Rede Básica  -26.876,50    
CHESF  061/2001  MATATU-230/69 kV  -29.845,15    
LITORAL SUL  018/2016  TUBARAO SUL-230/138 kV  -279.110,04    
GUAÍRA  023/2017  LONDRINA SUL-230/138 kV  -201.144,50    
ARGO III  049/2017  COLETORA PORTO VELHO-230/69 kV  -140.779,59    
Z3  009/2018  ITABUNA III-230/138 kV  -465.507,02    
GRALHA AZUL  001/2018  GUARAPUAVA OESTE-230/138 kV  -26.919,86    
ENERGISA PARÁ  030/2018  SERRA PELADA-500/138 kV  -114.840,93    
AMAPAR  007/2019  JURUPARI-230/69 kV  -58.109,42    
Z2  045/2017  CAXIAS II-230/69 kV  -467.828,40    
COPEL-GT  060/2001  UBERABA-230/69 kV  -3.879,96    
ELETRONORTE  058/2001  P.DUTRA-230/69 kV  -23.651,17    
ELETRONORTE  058/2001  TUCURUI-230/69 kV  -826,52    
FURNAS  062/2001  ADRIANOPOLIS-345/138 kV  -36.617,68    
FURNAS  062/2001  JACAREPAGUA-345/138 kV  -229,71    
MANTIQUEIRA  005/2016  J.MONLEVADE 4-230/69 kV  -87.464,92    
LITORAL SUL  018/2016  TUBARAO SUL-230/69 kV  -1.215.571,13    
DOURADOS  025/2017  DOURADOS 2-230/138 kV  -955.459,68    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 27 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Concessionária 
Contrato 
Grupo Pagador 
PA (Ref. 
Jun/2022) 
COLINAS 
022/2018 COLINAS-500/138 kV 
-121.683,72  
MARACANAÚ 
020/2018 MARACANAU-230/69 kV 
-87.360,45  
TESB 
001/2011 VIAMAO 3-230/69 kV 
-528.227,26  
TESB 
001/2011 RESTINGA-230/69 kV 
-352.151,50  
TESB 
001/2011 JARDIM BOTANICO-230/69 kV 
-814.755,05  
TESB 
001/2011 CANDELARIA 2-230/69 kV 
-352.151,50  
CHESF 
017/2009 ZEBU-230/69 kV 
-88.943,82  
CGT 
002/2011 FOZ DO CHAPECO-230/138 kV 
-11.933,42  
ELETRONORTE 
001/2009 RIB.GONCALVES-230/69 kV 
-58.857,85  
TOTAL 
-7.284.366,11  
 
105. 
Ainda, cabe frisar uma exceção nos ajustes identificados. 
 
106. 
Conforme consta no processo nº 48500.006371/2021-23, por meio do Despacho nº 1.304, 
de 13 de maio de 2022, a SRT/ANEEL determinou que o ONS revisasse os TLR emitidos para a SE Vinhedos 
desconsiderando a existência de PIT da RGE Sul enquanto a tomada de carga na subestação estivesse 
aderente com as etapas e prazos constantes nos Procedimentos de Rede. 
 
107. 
Por meio da carta CTA-ONS DTA 1079/202231, de 20 de junho de 2022, o ONS informou que 
em atenção ao Despacho nº 1.304, de 2022, cancelará e retificará os TLR conforme apresentado no 
Quadro abaixo e que não aplicará nenhuma compensação financeira relacionada à retificação desses TLR. 
 
 
Quadro 3 – ajustes informados pelo ONS nos TLR da SE Vinhedos. 
 
108. 
Diante do exposto, a compensação financeira deverá ser realizada como Parcela de Ajuste 
da Vineyards no processo de reajuste das receitas das transmissoras subsequente à retificação dos TLR 
emitidos pelo ONS. Assim, nesse reajuste, não foi aplicada nenhuma Parcela de Ajuste relacionada à 
entrada em operação comercial das instalações da SE Vinhedos. 
 
 
31 SIC 48513.016588/2022-00 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato  Grupo Pagador        PA (Ref.  
            Jun/2022)  
COLINAS  022/2018  COLINAS-500/138 kV      -121.683,72    
MARACANAÚ  020/2018  MARACANAU-230/69 kV      -87.360,45    
TESB  001/2011  VIAMAO 3-230/69 kV      -528.227,26    
TESB  001/2011  RESTINGA-230/69 kV      -352.151,50    
TESB  001/2011  JARDIM BOTANICO-230/69 kV      -814.755,05    
TESB  001/2011  CANDELARIA 2-230/69 kV      -352.151,50    
CHESF  017/2009  ZEBU-230/69 kV      -88.943,82    
CGT  002/2011  FOZ DO CHAPECO-230/138 kV      -11.933,42    
ELETRONORTE  001/2009  RIB.GONCALVES-230/69 kV      -58.857,85    
      TOTAL      -7.284.366,11  
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 28 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
III.4.6.5 – Determinações da Diretoria 
 
109. 
Ao longo dos ciclos de receita das transmissoras, a Diretoria da ANEEL efetivou 
determinações que afetam o resultado do reajuste da RAP. Algumas, como a REA nº 11.279, de 8 de março 
de 2022, que alterou valor de PA definida para a transmissora Ourilândia do Norte Transmissora de 
Energia S.A. – ONTE, foram consideradas na análise dos recursos ao ciclo 2021-2022. Contudo, outras 
determinações foram emitidas e precisam de comentários no presente processo. 
 
Despacho ANEEL nº 2.428, de 25 de agosto de 2020 
 
110. 
O Despacho nº 2.428/2020 decidiu: 
 
(i) conhecer do recurso administrativo interposto pela Odoyá Transmissora de 
Energia Elétrica S.A. em face do Despacho nº 209, de 29 de janeiro de 2020, para, 
no mérito, negar-lhe provimento; (ii) estabelecer 18 de março de 2019 como a 
data de entrada em operação comercial dos dois transformadores 230/69 kV – 
100 MVA e das Demais Instalações de Transmissão – DIT da SE Juazeiro da Bahia 
III, outorgados à Odoyá por meio do Contrato de Concessão nº 017/2014-ANEEL; 
(iii) determinar que o ONS retifique os termos de liberação emitidos estabelecendo 
18 de março de 2019 como a data de entrada em operação comercial destas 
instalações; (iv) determinar que a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
calcule parcela de ajuste a ser aplicada à Odoyá referente aos dois 
transformadores 230 / 69 kV – 100 MVA e às DIT da SE Juazeiro da Bahia III em 
decorrência das alterações das datas de entrada em operação comercial descritas; 
e (v) determinar que a SGT reconheça os encargos relacionados à conexão da 
Coelba ao ponto em 69 kV da SE Juazeiro da Bahia III na tarifa dos consumidores 
finais dessa distribuidora somente a partir de 16 de abril de 2019.  
(grifos nossos) 
 
111. 
Por sua vez, o Despacho nº 1.210/2022 reformou a decisão anterior. Assim, consideramos 
que as determinações fixadas pelo Despacho nº 2.428/2020 perderam seu objeto, razão pela qual os 
ajustes do caso concreto serão processados no RTA 2023 da Coelba, em cumprimento ao Despacho nº 
1.210/2022. 
 
Despacho ANEEL nº 1.200, de 10 de maio de 2022 
 
112. 
Na 16ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, foi aprovado, por meio do Despacho nº 
1.200, de 10 de maio de 2022: 
 
(ii) determinar que a ISA CTEEP, no prazo de 30 dias, cadastre todas as obras 
elencadas na tabela 2, no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e 
Reforços - GPMR e solicite consolidação dessas obras pelo ONS; (iii) determinar 
que o ONS encaminhe para a ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação 
dessas obras, para autorização por parte da ANEEL; (iv) determinar que a ISA 
CTEEP, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da RAP, 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 29 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
informe, de forma destacada, as datas de integração conforme relatório de 
integração do ONS e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET das obras relacionadas na tabela 
2; (v) determinar que a Superintendência de Concessões, Permissões e 
Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT estabeleça a parcela de Receita 
Anual Permitida – RAP para essas obras; e (vi) determinar que a Superintendência 
de Gestão Tarifária – SGT calcule o valor devido à título de ressarcimento à Enel 
CPFL, na forma a ser indicada pela SCT com base no período e nas premissas 
trazidas, e inclua esse valor no processo tarifário da Distribuidora, conforme 
previsto na regulamentação setorial. 
  
113. 
No que se refere à mencionada decisão, o ONS, por meio da Carta CTA-ONS DPL 0697/2022 
(sic 48513.011379/2022-00) indicou que a CTEEP consolidou as obras no POTEE 2022 – Reforços de 
Pequeno Porte.  
 
114. 
Por sua vez, a SCT, a fim de dar seguimento à análise do caso, abriu o processo 
48500.004327/2022-60. Contudo, dado os fluxos necessários ao referido exame de informações e ao 
acúmulo de vários processos que ensejam a atenção da referida área de concessões, não foi possível 
concluí-lo até a presente data. Logo, a referida determinação será cumprida assim que concluídas as 
análises finais do caso.  
 
115. 
Salienta-se que os direitos e ajustes julgados pela Diretoria da ANEEL serão atendidos, com 
as devidas atualizações, assim que o conjunto de dados puder ser avaliado.  
 
Despacho ANEEL nº 1.210, de 10 de maio de 2022 
 
116. 
Por meio do Despacho ANEEL nº 1.210, de 10/05/2022, a diretoria colegiada da ANEEL 
decidiu manter 04/04/2018 como a data de entrada em operação comercial dos dois transformadores 
230/69 kV – 100 MVA da SE Juazeiro da Bahia III, outorgados à Odoyá por meio do Contrato de Concessão 
nº 017/2014, conforme os TLP emitidos originalmente pelo ONS; e determinou que a SGT reconheça os 
encargos relacionados à conexão da Coelba no ponto de conexão SE Juazeiro da Bahia III 69 kV na tarifa 
dos consumidores finais dessa distribuidora somente a partir de 16/04/2019. Assim, informamos que essa 
determinação será cumprida no processo tarifário da Coelba de 2023. 
 
Despacho ANEEL nº 1.368, de 24 de maio de 2022 
 
117. 
Na 18ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, foi aprovado, por meio do Despacho nº 
1.368, de 24 de maio de 2022: 
 
(i) conhecer e, no mérito, negar provimento aos Pedidos de Reconsideração 
interpostos pela Celesc Distribuição S.A. – Celesc-DIS e Companhia de Geração e 
Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – Eletrobras CGT Eletrosul, 
mantendo inalterados os resultados constantes da Resolução Homologatória nº 
2.921, de 2021, que homologou o resultado da Revisão Tarifária Periódica – RTP, 
as Tarifas de Energia – TE, e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 30 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
da Celesc-DIS e deu outras providências; e (ii) determinar que na Receita Anual 
Permitida – RAP, a ser homologada para o ciclo 2022-2023 da transmissão, a 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, proceda com as compensações 
relativas à transferência de equipamentos à Celesc-Dis. 
(grifos nossos) 
 
118. 
Recordando o fato: em virtude de transferência de Demais Instalações de Uso Exclusivo de 
propriedade da CGT Eletrosul para a distribuidora Celesc-Dis, ocorreu a indesejável situação de o 
consumidor da distribuidora, em seu processo tarifário de 2021, estar arcando com dois custos associados 
aos mesmos ativos. Em função disso, foi processado desconto das parcelas de receitas de Encargos de 
Conexão aprovados até então pela REH nº 2.895/2021 na base de custos do processo da distribuidora. 
Assim, a CGT Eletrosul recebeu menos do que lhe estava fixado para o ciclo 2021-2022 para esses ativos. 
 
119. 
Nesse sentido, é forçoso esclarecer que o rito ordinário seria pagar integralmente o que 
estava até então estabelecido pela Resolução Homologatória nº 2.895, de 13 de julho de 2021, para os 
equipamentos (R$ 13.090.332,96) e devolver ao consumidor no ciclo 2022-2023 a parcela proporcional 
após a data de transferência, o que totalizaria R$ 9.889.084,92. Logo, em nosso entendimento, a parcela 
de RAP descontada por ocasião do processo tarifário 2021 da Celesc-Dis reflete apenas um ajuste 
antecipado do que viria a acontecer no ciclo 2022-2023, conforme tabela abaixo: 
 
Tabela 15 – saldo da PA relativa à transferência de instalações da CGT para a Celesc-D. 
(a) = (b) + (c) RAP no ciclo 2021-2022 (base utilizada no RTA da Celesc) 
   R$      13.090.332,96  
(b) Financeiro   R$        1.594.271,74  
(c)      Demais 
 R$     11.496.061,22  
(d) PA no ciclo 2022-2023 (se recebida toda RAP) – pro rata de (c) 
 - R$        9.889.084,92  
(e) Valor descontado da CGT no processo da Celesc 
 - R$        4.978.091,41  
(f) = (d) – (e) PA residual para devolução ao consumidor da Celesc (nominal) 
- R$        4.910.993,51  
 
120. 
Ademais, eventuais diferenças entre os valores estabelecidos pela Resolução 
Homologatória nº 2.895, de 13 de julho de 2021, e os valores finais do ciclo, estabelecidos pelo Despacho 
nº 1.425, de 31 de maio de 2022, são captadas em rubrica específica na RAP do ciclo 2022-2023, conforme 
subitem “III.4.6.1 - Despacho nº 1.425, de 2022: Efeitos Financeiros em Encargos de Conexão”. 
 
121. 
Além disso, os equipamentos transferidos foram excluídos da lista de módulos e as receitas 
RPC relativas às PRT nº 579/2012 e nº 120/2016 (componente econômico) foram ajustadas. 
 
122. 
Diante dos fatos relatados e do questionamento da CGT Eletrosul, encaminhado por meio 
da Carta CE DRP-0043/2022 (48513.014913/2022-00), solicitamos à SRM manifestação quanto (i) ao 
cálculo da PA, conforme elucidado anteriormente; e (ii) como deveríamos proceder por ocasião do ajuste 
das respectivas receitas de O&M (PRT 579/2012) para as linhas de transmissão, se devemos considerar a 
extensão das respectivas linhas ou a metade, como argumenta a transmissora. 
 
123. 
Em sua resposta, efetuada por meio do Memorando nº 083/2022-SRM/ANEEL32, de 20 de 
 
32 SIC 48580.000802/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
(a) = (b) + (c) RAP no ciclo 2021-2022 (base utilizada no RTA da Celesc)  R$ 13.090.332,96
(b) Financeiro  R$ 1.594.271,74
(c) Demais  R$ 11.496.061,22
(d) PA no ciclo 2022-2023 (se recebida toda RAP) – pro rata de (c)  - R$ 9.889.084,92
(e) Valor descontado da CGT no processo da Celesc  - R$ 4.978.091,41
(f) = (d) – (e) PA residual para devolução ao consumidor da Celesc (nominal)  - R$ 4.910.993,51
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 31 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
junho de 2022, a SRM (i) ratificou o entendimento de que a parcela da RAP descontada da CGT Eletrosul 
no âmbito do processo de revisão tarifária da Celesc tratou-se de um ajuste antecipado que viria a ocorrer 
no ciclo 2022/2023; (ii) corroborou com os cálculos descrito na Tabela 15 acima e; (iii) concordou com o 
argumento apresentado pela CGT quanto aos ajustes de linhas de transmissão em circuito duplo procede. 
 
124. 
Dessa forma, a determinação contida no Despacho nº 1.368, de 24 de maio de 2022, será 
cumprida por meio da PA, conforme consta na Tabela 15 e o ajuste da receita de O&M referente à 
transferência das linhas de transmissão em circuito duplo, processadas no ciclo anterior, será tratada em 
item específico da presente análise. 
 
III.4.6.6 – Equipamentos retirados de operação ao longo do ciclo 2021-2022 
 
125. 
Conforme consta no Submódulo 9.7 do PRORET, o equipamento retirado de operação 
comercial terá a receita a ele associada cancelada na data da retirada de operação. Sendo assim, a parcela 
de RAP associada aos módulos que foram substituídos, desativados ou transferidos para distribuidora ao 
longo do ciclo 2021-2022 e que não foram reutilizados foi cancelada e subtraída da parcela de RAP total 
recebida pelas respectivas concessionárias. Além disso, foi calculada uma PA a ser devolvida pelas 
concessionárias a partir da data de retirada de operação do equipamento até 30/06/2022 devido ao 
cancelamento da parcela de RAP correspondente. 
 
126. 
A Tabela 16 apresenta os módulos que se enquadram nessa situação, a parcela de RAP total 
que foi cancelada, a preços de junho de 2021 e a PA associada, a preços de junho de 2022. 
 
Tabela 16– Parcela de Ajuste a ser devolvida às Concessionárias por cancelamento da parcela de RAP 
Módulo 
Transmissora Contrato 
 Ato da 
Substituição, 
Desativação ou 
Transferência 
Parcela de RAP 
Cancelada (R$) 
(ciclo 2021-2022) 
 PA atualizada 
(ref.: 06/2021)  
 
Nota  
EL 138 kV IMBITUBA LT 
138 kV IMBITUBA 
/PAL.PINHEIRA C-1 SC  
CGT 
057/2001 DSP 2410/2021 
25.303,40 
     4.910.993,51  
(a) 
LT 138 kV IMBITUBA 
/J.LACERDA-A C-1 SC 
CGT 
057/2001 DSP 2410/2021 
938.597,02 
LT 138 kV IMBITUBA 
/PAL.PINHEIRA C-1 SC 
CGT 
057/2001 DSP 2410/2021 
2.844.156,70 
LT 138 kV PAL.PINHEIRA 
/PALHOCA ESU C-1 SC 
CGT 
057/2001 DSP 2410/2021 
1.658.932,44 
LT 138 kV PALHOCA ESU 
/J.LACERDA-A C-1 SC 
CGT 
057/2001 DSP 2410/2021 
4.073.675,37 
EL 138 kV PAL.PINHEIRA 
LT 138 kV PAL.PINHEIRA 
/PALHOCA ESU C-1 SC 
CGT 
057/2001 DSP 2410/2021 
755.999,85 
EL 138 kV PAL.PINHEIRA 
LT 138 kV IMBITUBA 
/PAL.PINHEIRA C-1 SC 
CGT 
057/2001 DSP 2410/2021 
755.999,85 
TR  230/34,5 kV S.MATEUS 
SUL   TR1 PR 
COPEL-GT 
060/2001 REA 7384/2018 
926.192,30      1.106.710,19  
(b) 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Módulo  Transmissora  Contrato    Ato da    Parcela de RAP
Cancelada (R$)
(ciclo 2021-2022)  PA atualizada
(ref.: 06/2021)  Nota
        Substituição,        
        Desativação ou        
        Transferência        
EL 138 kV IMBITUBA LT
138 kV IMBITUBA
/PAL.PINHEIRA C-1 SC  CGT  057/2001  DSP 2410/2021      25.303,40  4.910.993,51  (a)
LT 138 kV IMBITUBA
/J.LACERDA-A C-1 SC  CGT  057/2001  DSP 2410/2021      938.597,02    
LT 138 kV IMBITUBA
/PAL.PINHEIRA C-1 SC  CGT  057/2001  DSP 2410/2021      2.844.156,70    
LT 138 kV PAL.PINHEIRA
/PALHOCA ESU C-1 SC  CGT  057/2001  DSP 2410/2021      1.658.932,44    
LT 138 kV PALHOCA ESU
/J.LACERDA-A C-1 SC  CGT  057/2001  DSP 2410/2021      4.073.675,37    
EL 138 kV PAL.PINHEIRA
LT 138 kV PAL.PINHEIRA
/PALHOCA ESU C-1 SC  CGT  057/2001  DSP 2410/2021      755.999,85    
EL 138 kV PAL.PINHEIRA
LT 138 kV IMBITUBA
/PAL.PINHEIRA C-1 SC  CGT  057/2001  DSP 2410/2021      755.999,85    
TR 230/34,5 kV S.MATEUS
SUL TR1 PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7384/2018      926.192,30  1.106.710,19  (b)
Parcela de RAP
Cancelada (R$)
(ciclo 2021-2022)
PA atualizada
(ref.: 06/2021)

Nota
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 32 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Módulo 
Transmissora Contrato 
 Ato da 
Substituição, 
Desativação ou 
Transferência 
Parcela de RAP 
Cancelada (R$) 
(ciclo 2021-2022) 
 PA atualizada 
(ref.: 06/2021)  
 
Nota  
TR  230/34,5 kV S.MATEUS 
SUL   TR2 PR 
COPEL-GT 
060/2001 REA 7384/2018 
919.694,05      1.019.298,34  
(b) 
TR  230/138  kV PATO 
BRANCO    TRB PR 
COPEL-GT 
060/2001 REA 7384/2018 
1.632.445,33      1.706.276,71  
(b) 
TR 230/138 kV PALHOCA 
ESU TR1 SC 
CGT 
057/2001 REA 7529/2018 
635.237,34          658.243,66  (b) 
TR 230/138 kV PALHOCA 
ESU TR2 SC 
CGT 
057/2001 REA 7529/2018 
601.389,39          502.148,46  (b) 
TR 230/138 kV PALHOCA 
ESU TR3 SC 
CGT 
057/2001 REA 7529/2018 
601.389,39          412.496,29  (b) 
TR  230/34,5 kV PONTA G 
NORTE  TR1 PR 
COPEL-GT 
060/2001 REA 7515/2018 
1.306.439,12          556.076,29  (b) 
TR  230/138  kV MARINGA   
TRB PR 
COPEL-GT 
060/2001 REA 7515/2018 
2.309.898,22      1.859.341,71  
(b) 
TR 230/69 kV UBERABA 
TRA PR 
COPEL-GT 
060/2001 REA 7515/2018 
417.666,14          328.671,57  (b) 
TR 230/138 kV JOINVILLE 
TR3 SC 
CGT 
057/2001 REA 7576/2019 
305.110,74          208.330,18  (b) 
TR 230/138 kV JOINVILLE 
TR7 SC 
CGT 
057/2001 REA 7576/2019 
266.968,24          279.844,39  (b) 
TR 230/69 kV JOINVILLE 
TR8 SC 
CGT 
057/2001 REA 7576/2019 
654.856,56          577.213,57  (b) 
TT 69/13,8 kV MATATU 
TA1 BA 
CHESF 
061/2001 REA 7806/2019 
80.454,23            51.953,99  (b) 
TR 500/138 kV OURO 
PRETO 2 TR3 MG 
CEMIG-GT 
006/1997 REA 7496/2018 
1.548.442,32          648.785,02  (b) 
TR 138/13,8 kV VARZEA 
PALMA 1 TR2 MG 
CEMIG-GT 
006/1997 REA 7596/2019 
17.071,86            19.233,55  (b) 
TR 138/13,8 kV VARZEA 
PALMA 1 TR1 MG 
CEMIG-GT 
006/1997 REA 7596/2019 
34.750,81            39.151,06  (b) 
TR  230/34,5 kV PONTA G 
NORTE  TR2 PR 
COPEL-GT 
060/2001 REA 7515/2018 
244.633,74          182.221,50  (b) 
TR 138/69 kV JOINVILLE 
TR5 SC 
CGT 
057/2001 REA 7576/2019 
133.871,74          155.808,87  (b) 
TR 750/345 kV TIJUCO 
PRETO TR4 SP 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
1.904.976,88          271.969,09  (c)  
TR 750/345 kV TIJUCO 
PRETO TR5 SP 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
10.765.791,21      1.537.006,83  
(c)  
TR 750/345 kV TIJUCO 
PRETO TR6 SP 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
1.904.976,88          135.984,55  (c)  
TR 750/500 kV TIJUCO 
PRETO TRR1 SP 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
679.881,22          120.480,46  (b) 
RTL 500 kV 90,6 MVAr 
JAGUARA-SE RT10 SP 
CEMIG-GT 
006/1997 REA 7496/2018 
390.539,85            86.058,89  (b) 
RTL 750 kV 329 Mvar 
IVAIPORA RIA2 PR 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
4.045.611,75          238.971,73  (c)  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Módulo  Transmissora  Contrato    Ato da    Parcela de RAP
Cancelada (R$)
(ciclo 2021-2022)  PA atualizada
(ref.: 06/2021)  Nota
        Substituição,        
        Desativação ou        
        Transferência        
TR 230/34,5 kV S.MATEUS
SUL TR2 PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7384/2018      919.694,05  1.019.298,34  (b)
TR 230/138 kV PATO
BRANCO TRB PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7384/2018      1.632.445,33  1.706.276,71  (b)
TR 230/138 kV PALHOCA
ESU TR1 SC  CGT  057/2001  REA 7529/2018      635.237,34  658.243,66  (b)
TR 230/138 kV PALHOCA
ESU TR2 SC  CGT  057/2001  REA 7529/2018      601.389,39  502.148,46  (b)
TR 230/138 kV PALHOCA
ESU TR3 SC  CGT  057/2001  REA 7529/2018      601.389,39  412.496,29  (b)
TR 230/34,5 kV PONTA G
NORTE TR1 PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7515/2018      1.306.439,12  556.076,29  (b)
TR 230/138 kV MARINGA
TRB PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7515/2018      2.309.898,22  1.859.341,71  (b)
TR 230/69 kV UBERABA
TRA PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7515/2018      417.666,14  328.671,57  (b)
TR 230/138 kV JOINVILLE
TR3 SC  CGT  057/2001  REA 7576/2019      305.110,74  208.330,18  (b)
TR 230/138 kV JOINVILLE
TR7 SC  CGT  057/2001  REA 7576/2019      266.968,24  279.844,39  (b)
TR 230/69 kV JOINVILLE
TR8 SC  CGT  057/2001  REA 7576/2019      654.856,56  577.213,57  (b)
TT 69/13,8 kV MATATU
TA1 BA  CHESF  061/2001  REA 7806/2019      80.454,23  51.953,99  (b)
TR 500/138 kV OURO
PRETO 2 TR3 MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 7496/2018      1.548.442,32  648.785,02  (b)
TR 138/13,8 kV VARZEA
PALMA 1 TR2 MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 7596/2019      17.071,86  19.233,55  (b)
TR 138/13,8 kV VARZEA
PALMA 1 TR1 MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 7596/2019      34.750,81  39.151,06  (b)
TR 230/34,5 kV PONTA G
NORTE TR2 PR  COPEL-GT  060/2001  REA 7515/2018      244.633,74  182.221,50  (b)
TR 138/69 kV JOINVILLE
TR5 SC  CGT  057/2001  REA 7576/2019      133.871,74  155.808,87  (b)
TR 750/345 kV TIJUCO
PRETO TR4 SP  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      1.904.976,88  271.969,09  (c)
TR 750/345 kV TIJUCO
PRETO TR5 SP  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      10.765.791,21  1.537.006,83  (c)
TR 750/345 kV TIJUCO
PRETO TR6 SP  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      1.904.976,88  135.984,55  (c)
TR 750/500 kV TIJUCO
PRETO TRR1 SP  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      679.881,22  120.480,46  (b)
RTL 500 kV 90,6 MVAr
JAGUARA-SE RT10 SP  CEMIG-GT  006/1997  REA 7496/2018      390.539,85  86.058,89  (b)
RTL 750 kV 329 Mvar
IVAIPORA RIA2 PR  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      4.045.611,75  238.971,73  (c)
Parcela de RAP
Cancelada (R$)
(ciclo 2021-2022)
PA atualizada
(ref.: 06/2021)

Nota
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 33 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Módulo 
Transmissora Contrato 
 Ato da 
Substituição, 
Desativação ou 
Transferência 
Parcela de RAP 
Cancelada (R$) 
(ciclo 2021-2022) 
 PA atualizada 
(ref.: 06/2021)  
 
Nota  
TR 500/69 kV TIJUCO 
PRETO TREGR1 SP 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
509.170,47            90.229,13  (b) 
RTL 750 kV 329 Mvar 
TIJUCO PRETO RIATP3 SP 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
715.859,77            42.285,38  
(c)  
TR 500/345 kV 
SAMAMBAIA TR2 DF 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
8.969.444,32      1.041.678,85  
(c)  
RTB 13,8 kV 30 Mvar 
JACAREPAGUA RT2 RJ 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
118.605,55            21.017,86  (b) 
TR 230/69 kV BARRO ALTO 
TRR1 GO 
FURNAS 
062/2001 REA 11449/2022 
88.500,82            16.214,69  (b) 
TR 345/138 kV 
ADRIANOPOLIS TR2B RJ 
FURNAS 
062/2001 REA 8707/2022 
628.481,95          100.046,12  (b) 
BC 13,8 kV 14,4 MVAr 
TAQUARIL BC3 MG 
CEMIG-GT 
006/1997 REA 8270/2019 
49.690,17            29.252,17  
(d) 
BC 13,8 kV 14,4 MVAr 
TAQUARIL BC4 MG 
CEMIG-GT 
006/1997 REA 8270/2019 
49.690,17            29.252,17  
BC 13,8 kV 14,4 MVAr 
TAQUARIL BC5 MG 
CEMIG-GT 
006/1997 REA 8270/2019 
49.690,17            29.252,17  
BC 13,8 kV 14,4 MVAr 
TAQUARIL BC6 MG 
CEMIG-GT 
006/1997 REA 8270/2019 
49.690,17            29.252,17  
MC 13,8 kV BC 13,8 kV 
14,4 MVAr TAQUARIL BC3 
MG  
CEMIG-GT 
006/1997 REA 8270/2019 
53.115,48            31.268,62  
MC 13,8 kV BC 13,8 kV 
14,4 MVAr TAQUARIL BC5 
MG  
CEMIG-GT 
006/1997 REA 8270/2019 
63.575,38            37.426,28  
LT 138 kV PALMARES 
/MATO ALTO C-1 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
145.009,34 
   10.511.859,18  (e) 
LT 138 kV SANTA CRUZ 
/BRISAMAR C-2 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
135.567,71 
LT 138 kV SANTA CRUZ 
/PALMARES C-2 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
115.414,69 
LT 138 kV SANTA CRUZ 
/PALMARES C-1 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
115.414,69 
LT 138 kV SANTA CRUZ 
/ZONA INDUSTR. C-3 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
156.163,90 
LT 138 kV SANTA CRUZ 
/ZONA INDUSTR. C-2 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
44.654,49 
LT 138 kV SANTA CRUZ 
/ZONA INDUSTR. C-1 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
44.654,49 
LT 138 kV JACAREPAGUA 
/MATO ALTO C-1 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
178.473,03 
LT 138 kV JACAREPAGUA 
/PALMARES C-1 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
312.327,81 
LT 138 kV JACAREPAGUA 
/ZONA INDUSTR. C-1 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
368.100,63 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Módulo  Transmissora  Contrato    Ato da    Parcela de RAP
Cancelada (R$)
(ciclo 2021-2022)  PA atualizada
(ref.: 06/2021)  Nota
        Substituição,        
        Desativação ou        
        Transferência        
TR 500/69 kV TIJUCO
PRETO TREGR1 SP  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      509.170,47  90.229,13  (b)
RTL 750 kV 329 Mvar
TIJUCO PRETO RIATP3 SP  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      715.859,77  42.285,38  (c)
TR 500/345 kV
SAMAMBAIA TR2 DF  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      8.969.444,32  1.041.678,85  (c)
RTB 13,8 kV 30 Mvar
JACAREPAGUA RT2 RJ  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      118.605,55  21.017,86  (b)
TR 230/69 kV BARRO ALTO
TRR1 GO  FURNAS  062/2001  REA 11449/2022      88.500,82  16.214,69  (b)
TR 345/138 kV
ADRIANOPOLIS TR2B RJ  FURNAS  062/2001  REA 8707/2022      628.481,95  100.046,12  (b)
BC 13,8 kV 14,4 MVAr
TAQUARIL BC3 MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 8270/2019      49.690,17  29.252,17  (d)
BC 13,8 kV 14,4 MVAr
TAQUARIL BC4 MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 8270/2019      49.690,17  29.252,17  
BC 13,8 kV 14,4 MVAr
TAQUARIL BC5 MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 8270/2019      49.690,17  29.252,17  
BC 13,8 kV 14,4 MVAr
TAQUARIL BC6 MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 8270/2019      49.690,17  29.252,17  
MC 13,8 kV BC 13,8 kV
14,4 MVAr TAQUARIL BC3
MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 8270/2019      53.115,48  31.268,62  
MC 13,8 kV BC 13,8 kV
14,4 MVAr TAQUARIL BC5
MG  CEMIG-GT  006/1997  REA 8270/2019      63.575,38  37.426,28  
LT 138 kV PALMARES
/MATO ALTO C-1 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      145.009,34  10.511.859,18  (e)
LT 138 kV SANTA CRUZ
/BRISAMAR C-2 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      135.567,71    
LT 138 kV SANTA CRUZ
/PALMARES C-2 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      115.414,69    
LT 138 kV SANTA CRUZ
/PALMARES C-1 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      115.414,69    
LT 138 kV SANTA CRUZ
/ZONA INDUSTR. C-3 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      156.163,90    
LT 138 kV SANTA CRUZ
/ZONA INDUSTR. C-2 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      44.654,49    
LT 138 kV SANTA CRUZ
/ZONA INDUSTR. C-1 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      44.654,49    
LT 138 kV JACAREPAGUA
/MATO ALTO C-1 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      178.473,03    
LT 138 kV JACAREPAGUA
/PALMARES C-1 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      312.327,81    
LT 138 kV JACAREPAGUA
/ZONA INDUSTR. C-1 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      368.100,63    
Parcela de RAP
Cancelada (R$)
(ciclo 2021-2022)
PA atualizada
(ref.: 06/2021)

Nota
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 34 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Módulo 
Transmissora Contrato 
 Ato da 
Substituição, 
Desativação ou 
Transferência 
Parcela de RAP 
Cancelada (R$) 
(ciclo 2021-2022) 
 PA atualizada 
(ref.: 06/2021)  
 
Nota  
LT 138 kV SANTA CRUZ 
/ZONA OESTE C-2 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
3.291.927,69 
LT 138 kV SANTA CRUZ 
/ZONA OESTE C-1 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
3.291.763,73 
LT 138 kV ZONA OESTE 
/JACAREPAGUA C-2 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
1.171.104,49 
LT 138 kV ZONA OESTE 
/JACAREPAGUA C-1 RJ 
FURNAS 
062/2001 DSP 3521/2019 
1.171.104,49 
LT 69 kV LAJEADO 1 
/CERTEL 2 C-1 RS 
CEEE-T 
055/2001 DSP 655/2018 
8.212,80              6.858,43  
(f) 
Notas: (a) equipamentos relacionados à transferência da CGT para Celesc; (b) Substituição completa; (c) Substituição parcial; 
(d) desmontagem; (e) equipamentos relacionados à transferência de Furnas para Light; (f) equipamentos relacionados à 
transferência da CEEE para Certe; (g) as PA relacionadas às transferências são citadas nessa tabela e em outras oportunidades 
no texto, não ensejando dupla fixação do referido valor. 
 
127. 
Com relação às parcelas de RAP que foram canceladas, cabem os seguintes 
esclarecimentos:  
 
128. 
No caso dos custos operacionais, os montantes totais a serem recebidos pelas 
concessionárias prorrogadas são calculados com base no modelo DEA33 e, posteriormente, esse montante 
é rateado pelos módulos de cada contrato de concessão com base no VNR. Portanto, para fins de rateio, 
o valor de custo operacional associado a cada módulo não corresponde, necessariamente, ao valor de 
custo operacional correspondente àquele módulo calculado por meio do modelo DEA. 
 
129. 
No entanto, com a publicação do “Anexo III: Custo Unitário de cada produto por 
concessionária” do submódulo 9.1 do PRORET, aprovado pela REN nº 880, de 7 de abril de 2020, é possível 
estimar de forma mais precisa, o valor do custo operacional associado a cada equipamento, conforme 
resultado obtido a partir do modelo DEA. 
 
130. 
Sendo assim, o valor do custo operacional associado a cada equipamento retirado de 
operação comercial foi calculado com base no Anexo III do submódulo 9.1 do PRORET, sendo esse valor, 
portanto, cancelado conforme consta no Submódulo 9.7 do PRORET. 
 
131. 
Com relação ao componente econômico da PRT nº 120/2016, foi cancelado montante 
considerando a vida útil remanescente do módulo desativado, pois, da mesma forma que ocorre com os 
custos operacionais, o montante total desse componente é rateado pelos módulos da concessionária com 
base no VNR. Portanto, para fins de rateio, o valor do componente econômico da PRT nº 120/2016 
associado a cada módulo individualmente não corresponde, necessariamente, ao valor de custo capital 
correspondente àquele módulo. 
 
132. 
Com relação ao componente financeiro da PRT nº 120/2016, informa-se que este não foi 
cancelado, pois trata-se da remuneração de um serviço já prestado, sendo, portanto, re-rateado pelos 
 
33 Data Envelopment Analysis. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Módulo  Transmissora  Contrato    Ato da    Parcela de RAP
Cancelada (R$)
(ciclo 2021-2022)  PA atualizada
(ref.: 06/2021)  Nota
        Substituição,        
        Desativação ou        
        Transferência        
LT 138 kV SANTA CRUZ
/ZONA OESTE C-2 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      3.291.927,69    
LT 138 kV SANTA CRUZ
/ZONA OESTE C-1 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      3.291.763,73    
LT 138 kV ZONA OESTE
/JACAREPAGUA C-2 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      1.171.104,49    
LT 138 kV ZONA OESTE
/JACAREPAGUA C-1 RJ  FURNAS  062/2001  DSP 3521/2019      1.171.104,49    
LT 69 kV LAJEADO 1
/CERTEL 2 C-1 RS  CEEE-T  055/2001  DSP 655/2018      8.212,80  6.858,43  (f)
Parcela de RAP
Cancelada (R$)
(ciclo 2021-2022)
PA atualizada
(ref.: 06/2021)

Nota
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 35 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
demais módulos da transmissora. 
 
133. 
A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo. 
 
134. 
Além do que já foi relatado nesse item, cabe salientar que, na análise34 dos recursos à REH 
nº 2.895/2021, alterada pela REH nº 2.959/2021, foram realizados ajustes relativos aos equipamentos 
abaixo, ambos da CELG G&T (Contrato 063/2001). Contudo, os referidos equipamentos ainda foram 
publicados na lista de módulos aprovada pelo Despacho nº 1.425/2022. 
  
Tabela 17 – Equipamentos excluídos da lista de módulos devido sua substituição 
(já analisada nos recursos à REH nº 2.895/2021) 
IdeMdl 
Módulo 
7896 
MC 230 kV TR  230/138 kV C. DOURADA TR1 GO 
7897 
MC 138 kV TR  230/138 kV C. DOURADA TR1 GO 
 
135. 
De forma semelhante, a análise35 da substituição do MC 500 kV RTB 500 kV 136 MVAr 
MIRACEMA RT3 TO, IdeMdl 14189, de propriedade da Eletronorte (CC 058/2001), foi realizada no 
processo de reajuste referente à RAP do ciclo 2020-2021. Dessa forma, como as receitas das PRT 579/2012 
e 120/2016 ainda se encontram na lista de módulos pós recursos do ciclo 2021-2022, foi realizada 
somente a exclusão desse módulo. Salienta-se que ajustes adicionais não são necessários e que as receitas 
serão divididas nos módulos restantes do respectivo contrato.  
 
136. 
Por fim, é necessário reforçar que, nos ajustes das receitas de O&M fixadas pela Portaria 
nº 579/2012 para a CGT, foi estornado parte das receitas processadas no ciclo anterior e relacionadas 
com a transferência de linhas de transmissão em circuito duplo para a Celesc-D. Tal entendimento foi 
firmado após o posicionamento da SRM sobre a metodologia DEA aplicada ao caso concreto para esse 
tipo de instalações (Memorando nº 083/2022-SRM/ANEEL36, de 20 de junho de 2022). A memória de 
cálculo consta como anexo da presente análise. 
 
III.4.6.7 – Ajuste para corrigir a PA Revisão decorrente da postergação da Revisão Periódica da RAP de 
2020 das transmissoras licitadas. 
 
137. 
Conforme consta na seção “III.2 – Da correção da PA postergação da Revisão Periódica de 
2020 das Transmissoras Licitadas” da Nota Técnica Complementar nº 228/2021-SGT/ANEEL37, de 4 de 
outubro de 2021, que instruiu a retificação da REH nº 2.895/21, por meio da emissão da REH nº 2.959/21, 
foi proposta a correção da Parcela de Ajuste decorrente da postergação da Revisão Periódica da RAP das 
transmissoras licitadas, cuja revisão deveria ter ocorrido até 1º de julho de 2020, mas que não pôde ser 
realizada tempestivamente. 
 
138. 
Os valores homologados pela REH nº 2.895/21 das referidas Parcelas de Ajuste totalizaram  
R$ 1.302.307,73 para todas as 19 concessionárias impactadas, sendo que o valor correto, conforme 
 
34 Nota Técnica nº 082/2022/SGT (48581.001541/2022-00), Tabela 5. 
35 Nota Técnica nº 119/2020/SGT (48581.001111/2020-00), Tabela 11. 
36 SIC 48580.000802/2022-00. 
37 SIC nº 48581.001509/2021-00 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
  IdeMdl      Módulo  
7896      MC 230 kV TR 230/138 kV C. DOURADA TR1 GO    
7897      MC 138 kV TR 230/138 kV C. DOURADA TR1 GO    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 36 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
exposto na referida Nota Técnica, deveria ser de R$ 20.836.923,63, a preços de junho de 2021. 
 
139. 
Entretanto, apesar da correção informada, o SIGET não foi atualizado adequadamente para 
refletir os valores corretos das Parcelas de Ajuste, de modo que no Despacho nº 1.425/2022, que analisou 
os Pedidos de Reconsideração interpostos contra a REH nº 2.895/21, as referidas Parcelas de Ajuste 
totalizaram R$ 5.530.106,68, a preços de junho de 2021. Destaca-se que os valores equivocados foram 
considerados no cálculo da PA Apuração das 19 concessionárias impactadas, realizado no âmbito deste 
processo. 
 
140. 
Sendo assim, foram calculadas Parcelas de Ajuste, conforme tabela a seguir, totalizando R$ 
17.102.492,25, a preços de junho de 2022, e a ser compensada ao longo do ciclo 2022-2023 para corrigir 
de forma definitiva o equívoco mencionado. 
 
Tabela 18 – Parcela de Ajuste para corrigir a PA Revisão decorrente da postergação da Revisão Periódica 
da RAP de 2020 das transmissoras licitadas. 
Concessionária 
Contrato 
PA Revisão  
Valor Correto (R$) 
REH nº 2.959/21 
(Ref. Jun/21) 
[1] 
PA Revisão  
Valor SIGET (R$) 
DSP nº 1.425/22 
(Ref. Jun/21) 
[2] 
Diferença (R$) 
(Ref. Jun/21) 
[3] = [1] - [2] 
Diferença 
Atualizada (R$) 
(Ref. Jun/22) 
[4] 
CHESF 
017/2009 
108.990,53 
7.929,45 
101.061,08 
112.916,77 
CHESF 
018/2009 
53.443,67 
3.340,23 
50.103,44 
55.981,19 
TPAE 
019/2009 
51.549,90 
3.221,87 
48.328,03 
53.997,50 
ELETRONORTE 
021/2009 
344.674,28 
21.542,14 
323.132,14 
361.039,46 
ELETRONORTE 
022/2009 
203.075,21 
12.692,20 
190.383,01 
212.717,25 
TME 
023/2009 
154.522,32 
9.657,65 
144.864,67 
161.859,05 
TSP 
024/2009 
-1.000.823,00 
-62.551,43 
-938.271,57 
-1.048.342,21 
ESDE 
025/2009 
136.045,43 
8.502,84 
127.542,59 
142.504,88 
IEJAPI 
026/2009 
184.985,52 
11.561,58 
173.423,94 
193.768,67 
COPEL-GT 
027/2009 
57.125,75 
3.570,36 
53.555,39 
59.838,09 
TGO 
028/2009 
75.113,26 
4.694,58 
70.418,68 
78.679,65 
ODOYÁ 
017/2014 
2.631.903,61 
164.493,97 
2.467.409,64 
2.756.866,72 
ESPERANZA 
018/2014 
2.838.893,98 
177.430,87 
2.661.463,11 
2.973.685,02 
CANTAREIRA 
019/2014 
4.508.460,17 
4.508.460,17 
0,00 
0,00 
COPEL-GT 
021/2014 
335.031,07 
20.939,45 
314.091,62 
350.938,38 
COPEL-GT 
022/2014 
894.074,68 
55.879,67 
838.195,01 
936.525,45 
CELG G&T 
003/2015 
99.878,67 
6.242,42 
93.636,25 
104.620,92 
Macedo 
005/2015 
8.524.156,08 
532.759,75 
7.991.396,33 
8.928.884,04 
MORRO AGUDO 
006/2015 
635.822,50 
39.738,91 
596.083,59 
666.011,42 
TOTAL 
20.836.923,65 
5.530.106,68 
15.306.816,97 
17.102.492,25 
 
 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
          
    PA Revisão  PA Revisão    
          Diferença
    Valor Correto (R$)  Valor SIGET (R$)  Diferença (R$)  
          Atualizada (R$)
Concessionária  Contrato  REH nº 2.959/21  DSP nº 1.425/22  (Ref. Jun/21)  
          (Ref. Jun/22)
    (Ref. Jun/21)  (Ref. Jun/21)  [3] = [1] - [2]  
          [4]
    [1]  [2]    
          
          
CHESF  017/2009  108.990,53  7.929,45  101.061,08  112.916,77
CHESF  018/2009  53.443,67  3.340,23  50.103,44  55.981,19
TPAE  019/2009  51.549,90  3.221,87  48.328,03  53.997,50
ELETRONORTE  021/2009  344.674,28  21.542,14  323.132,14  361.039,46
ELETRONORTE  022/2009  203.075,21  12.692,20  190.383,01  212.717,25
TME  023/2009  154.522,32  9.657,65  144.864,67  161.859,05
TSP  024/2009  -1.000.823,00  -62.551,43  -938.271,57  -1.048.342,21
ESDE  025/2009  136.045,43  8.502,84  127.542,59  142.504,88
IEJAPI  026/2009  184.985,52  11.561,58  173.423,94  193.768,67
COPEL-GT  027/2009  57.125,75  3.570,36  53.555,39  59.838,09
TGO  028/2009  75.113,26  4.694,58  70.418,68  78.679,65
ODOYÁ  017/2014  2.631.903,61  164.493,97  2.467.409,64  2.756.866,72
ESPERANZA  018/2014  2.838.893,98  177.430,87  2.661.463,11  2.973.685,02
CANTAREIRA  019/2014  4.508.460,17  4.508.460,17  0,00  0,00
COPEL-GT  021/2014  335.031,07  20.939,45  314.091,62  350.938,38
COPEL-GT  022/2014  894.074,68  55.879,67  838.195,01  936.525,45
CELG G&T  003/2015  99.878,67  6.242,42  93.636,25  104.620,92
Macedo  005/2015  8.524.156,08  532.759,75  7.991.396,33  8.928.884,04
MORRO AGUDO  006/2015  635.822,50  39.738,91  596.083,59  666.011,42
TOTAL    20.836.923,65  5.530.106,68  15.306.816,97  17.102.492,25
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 37 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
III.4.6.8 – Ajuste devido ao recebimento dos Encargos de Conexão dos equipamentos de IdeMdl 17596 
e 17604 – transferência para MEZ 5. 
 
141. 
 No decurso das tratativas para homologação dos encargos de conexão no processo 
tarifário 2021 da CEEE-D, a MEZ 5 informou que os equipamentos de IdeMdl 17596 e 17604, quais sejam, 
a IB 13,8 kV MG 230 kV PORTO ALEGRE 4 MG1 RS IB4 e o MC 13,8 kV BC 13,8 kV 6 Mvar PORTO ALEGRE 
4 BC5 RS, estavam com identificação de titularidade equivocamente atribuída à CEEE-T. 
 
142. 
Por meio do Despacho nº 1.425/2022 foi dado provimento ao pleito da transmissora e a 
MEZ 5 consta como concessionária dos módulos, identificado com os IdeMdl 17596 e 17604, na lista de 
módulos, versão pós recurso do ciclo 2021/2022. Disso decorreu a necessidade de calcular a parcela de 
ajuste para devolver para a MEZ 5 o valor que deixou de receber da distribuidora CEEE-D.  Como esse 
valor foi pago pela distribuidora para a CEEE-T, há também a necessidade de uma parcela de ajuste 
negativa, no mesmo valor, para que a transmissora devolva o valor recebido. 
 
143. 
Dessa forma, deverá ser incluído na receita do ciclo 2022/2023 da MEZ 5 uma parcela de 
ajuste positiva de R$ 15.855,50, corrigido pelo IPCA, e da CEEE-T uma parcela de ajuste negativa de R$ 
15.855,50 conforme valores apresentados na tabela a seguir. 
 
Tabela 19: PA Outros Ajustes da MEZ 5 e CEEE-T referente custo conexão com distribuidora CEEE-D 
TRANSMISSORAS 
Grupo Equipamento 
RAP Conexão/DIT 
(R$) 
Atualização 
RAP Conexão/DIT 
(R$) 
CEEE-T 
GRP 13,8 kV PORTO ALEGRE 6 RS 
            (14.190,75) 
 IPCA  
                         (15.855,50) 
MEZ 5 
GRP 13,8 kV PORTO ALEGRE 4 RS 
             14.190,75  
 IPCA  
                           15.855,50  
 
III.4.6.9 – Carta ARG. D.I-III 666/2022 – ARGO III 
 
144. 
Por meio da Carta ARG. D.I-III 666/202238, de 10 de junho de 2022, a ARGO III questionou 
os ajustes processados no ciclo passado. Verificada a veracidade das informações prestadas pela 
transmissora junto ao ONS, resta estabelecer PA em favor da transmissora. 
 
III.4.6.10 – Transferências de usuários e proprietários de ativos de transmissão 
 
145. 
No decurso do ciclo 2021-2022 foram identificadas situações de transferências de 
responsabilidade pelo pagamento de RAP, bem como de propriedade de alguns ativos. Em cada caso, 
foram verificados os impactos relativos à receita e à descrição de usuários e proprietários. Os casos 
identificados foram tratados conforme descrições a seguir.  
 
III.4.6.10.1 – Transferência não onerosa da linha LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR C-2 RJ de Furnas 
Centrais Elétricas S.A. para Light Serviços de Eletricidade S.A. 
 
146. 
Por meio da carta REQ.DR.00020.202139, de 17/08/2021, a transmissora Furnas apresentou 
o "Termo de Transferência Não Onerosa que entre si celebram Furnas Centrais Elétricas S.A. e a Light - 
 
38 SIC 48513.015857/2022-00 
39 SIC 48513.025906/2021-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
TRANSMISSORAS  Grupo Equipamento    RAP Conexão/DIT    Atualização    RAP Conexão/DIT  
      (R$)        (R$)  
CEEE-T  GRP 13,8 kV PORTO ALEGRE 6 RS  (14.190,75)      IPCA  (15.855,50)    
MEZ 5  GRP 13,8 kV PORTO ALEGRE 4 RS  14.190,75      IPCA  15.855,50    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 38 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Serviços de Elétricas S.A." referente à transferência da linha LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR C-2 RJ da 
transmissora Furnas para a distribuidora Light a partir da data de assinatura desse termo em 10/08/2021. 
Essa transferência foi autorizada pelo Despacho nº 3.521, de 17/12/2019.  
 
147. 
Como o termo de transferência não detalha a composição do objeto efetivamente 
transferido, foi informado por Furnas a relação de módulos relativos aos ativos transferidos para a 
distribuidora: 
 
Edificação 
Módulo 
IdeMdl 
LT  138 kV PALMARES     /MATO ALTO     RJ 
LT 138 kV PALMARES /MATO ALTO C-1 RJ 
3256 
LT  138 kV SANTA CRUZ   /BRISAMAR      RJ 
LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR C-2 RJ 
3475 
LT  138 kV SANTA CRUZ   /PALMARES      RJ 
LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES C-2 RJ 
3481 
LT  138 kV SANTA CRUZ   /PALMARES      RJ 
LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES C-1 RJ 
3478 
LT  138 kV SANTA CRUZ   /ZONA INDUSTR. RJ 
LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-3 RJ 
3490 
LT  138 kV SANTA CRUZ   /ZONA INDUSTR. RJ 
LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-2 RJ 
3487 
LT  138 kV SANTA CRUZ   /ZONA INDUSTR. RJ 
LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-1 RJ 
3484 
LT 138 kV JACAREPAGUA /MATO ALTO RJ 
LT 138 kV JACAREPAGUA /MATO ALTO C-1 RJ 
3406 
LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES RJ 
LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES C-1 RJ 
3409 
LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES RJ 
LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES C-1 RJ 
3409 
LT 138 kV JACAREPAGUA /ZONA INDUSTR. RJ 
LT 138 kV JACAREPAGUA /ZONA INDUSTR. C-1 RJ 
3415 
LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE RJ 
LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE C-2 RJ 
28230 
LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE RJ 
LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE C-1 RJ 
28226 
LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA RJ 
LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA C-2 RJ 
28231 
LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA RJ 
LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA C-1 RJ 
28227 
Quadro 4 – relação de equipamentos transferidos de Furnas à Light-D, conforme Despacho nº 3.521/2019. 
 
148. 
Considerando a transferência efetivada a partir de 10/08/2021, deve ser apurada duas PA 
no período de 10/08/2021 a 30/06/2022, uma em favor dos consumidores da distribuidora e outra em 
favor dos usuários que compartilham a LT  138 kV SANTA CRUZ/BRISAMAR RJ (IdeMdl 3475). 
 
149. 
Diante do exposto, foram cadastradas as seguintes Parcelas de Ajuste: 
 
Tabela 20 – PA em função da transferência de ativos de Furnas para Light-D. 
Transmissora 
Contrato 
Grupo  
PA (ref.: 06/2022) 
Furnas 
062/2001 
GRP JACAREPAGUA - LIGHT 
   -  10.376.674,98 
Furnas 
062/2001 
GRP LT 138 kV ANGRA / S.CRUZ 
   -        135.184,19  
 
III.4.6.10.2 – Transferência Onerosa de Ativos CEEE-GT para Certel - Carta nº 003/2022/PR/CPFL, de 
04/04/2022 
 
150. 
Por meio da Carta nº 003/2022/PR/CPFL, de 04/04/2022, a CPFL Transmissão (antiga CEEE-
T) informou que os ajustes no tratamento tarifário do módulo LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C-1 RS ainda 
não foi realizado, embora já ter sido concluído a transferência onerosa da instalação para a Cooperativa 
de Distribuição de Energia Teutônia - Certel Energia, com base no Despacho nº 655, de 23/03/2018, em 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
  Edificação      Módulo      IdeMdl  
  LT 138 kV PALMARES /MATO ALTO RJ      LT 138 kV PALMARES /MATO ALTO C-1 RJ      3256  
  LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR RJ      LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR C-2 RJ      3475  
  LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES RJ      LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES C-2 RJ      3481  
  LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES RJ      LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES C-1 RJ      3478  
  LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. RJ      LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-3 RJ      3490  
  LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. RJ      LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-2 RJ      3487  
  LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. RJ      LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-1 RJ      3484  
  LT 138 kV JACAREPAGUA /MATO ALTO RJ      LT 138 kV JACAREPAGUA /MATO ALTO C-1 RJ      3406  
  LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES RJ      LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES C-1 RJ      3409  
  LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES RJ      LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES C-1 RJ      3409  
  LT 138 kV JACAREPAGUA /ZONA INDUSTR. RJ      LT 138 kV JACAREPAGUA /ZONA INDUSTR. C-1 RJ      3415  
  LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE RJ      LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE C-2 RJ      28230  
  LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE RJ      LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE C-1 RJ      28226  
  LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA RJ      LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA C-2 RJ      28231  
  LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA RJ      LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA C-1 RJ      28227  
  Transmissora      Contrato      Grupo      PA (ref.: 06/2022)  
Furnas      062/2001      GRP JACAREPAGUA - LIGHT      - 10.376.674,98    
Furnas      062/2001      GRP LT 138 kV ANGRA / S.CRUZ      - 135.184,19    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 39 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
que a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira anuiu o pedido formulado pela CEEE-GT. 
Segundo o Termo de Transferência Onerosa de Ativos CEEE-GT nº 50000157 isso ocorreu em 27/08/2018. 
Diante disso solicitou: 
 
19.1. Reconheça os efeitos do Termo de Transferência Onerosa de Ativos CEEEGT 
nº 50000157, de 27/08/2018, celebrado entre CEEE-GT e CERTEL, quais sejam, a 
transferência de titularidade da LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C- 1 RS (ideMdl 
18186) para a CERTEL em 27/08/2028, nos termos do Despacho nº 655, de 
23/03/2018; 
 
19.2 Reconheça, diante das restrições contratuais e regulatórias, o impacto nulo 
na Parcela de Ajuste entre CPFL TRANSMISSÃO e CERTEL uma vez que o efetivo 
faturamento entre CPFL TRANSMISSÃO e CERTEL consta suspenso até que a 
controvérsia tarifária seja sanada, a despeito dos comandos estabelecidos nas 
REHs referentes aos Ciclos 2020/2021 e 2021/2022; 
 
19.3. Reconheça que os Ajustes Tarifários entre CPFL TRANSMISSÃO e RGE Sul já 
foram perfectibilizados, consoante comandos estabelecidos na REH referente ao 
Ciclo 2019/2020; e 
 
19.4 Proceda, a tempo do próximo processo de Reajuste Tarifário Ciclo 
2022/2023 da CPFL TRANSMISSÃO, os ajustes definitivos provenientes da 
conclusão do processo de transferência das instalações para a CERTEL. 
 
151. 
Ao analisar a lista de módulo do ciclo 2018/2019 até o ciclo 2021/2022, constatou-se que 
que no ciclo 2018/2019 foi definido a distribuidora RGE Sul como responsável pelo pagamento dos custos 
de conexão e a partir do ciclo 2020/2021 esse custo foi alocado para a Certel conforme apresentado na 
tabela a seguir. 
 
Tabela 21: Módulo LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C-1 RS 
Ciclo 
Concessionária 
do Módulo 
Contrato do 
Módulo 
Tipo Uso Situação da 
RAP 
RAP do 
Ciclo 
Usuário 
Pós Recurso da REH 
2859/2021 – Ciclo 
2021/2022 
CEEE-T 
055/2001 
Exclusivo 
Ativa 
8.212,80 
COOPERATIVA DE 
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 
TEUTÔNIA - CERTEL 
Ciclo 2020-2021 
CEEE-GT 
055/2001 
Exclusivo 
Ativa 
7.656,55 
COOPERATIVA DE 
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 
TEUTÔNIA - CERTEL 
Ciclo 2019-2020 
CEEE-GT 
055/2001 
Exclusivo 
Ativa 
6.584,97 
Não consta 
Ciclo 2018-2019 
CEEE-GT 
055/2001 
Exclusivo 
Ativa 
6.291,88 
RGE SUL DISTRIBUIDORA DE 
ENERGIA S.A. 
 
152. 
Como os efeitos da transferência onerosa do módulo LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C-1 RS 
vigorou a partir de 27/08/2018, o encargo de conexão não é mais devido à CPFL Transmissora a partir 
dessa data e os ajustes solicitados devem ser parcialmente atendidos. 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Ciclo    Concessionária      Contrato do    Tipo Uso    Situação da      RAP do    Usuário
    do Módulo      Módulo        RAP      Ciclo    
Pós Recurso da REH
2859/2021 – Ciclo
2021/2022  CEEE-T      055/2001      Exclusivo  Ativa      8.212,80      COOPERATIVA DE
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
TEUTÔNIA - CERTEL
Ciclo 2020-2021  CEEE-GT      055/2001      Exclusivo  Ativa      7.656,55      COOPERATIVA DE
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
TEUTÔNIA - CERTEL
Ciclo 2019-2020  CEEE-GT      055/2001      Exclusivo  Ativa      6.584,97      Não consta
Ciclo 2018-2019  CEEE-GT      055/2001      Exclusivo  Ativa      6.291,88      RGE SUL DISTRIBUIDORA DE
ENERGIA S.A.
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 40 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
153. 
Não se identificou na lista de módulos, na lista das Parcelas de Ajuste e nas Notas Técnicas 
nº 115/2019-SGT/ANEEL e nº 63/2020-SGT/ANEEL, referente à REH nº 2.565/2019, que tenha ocorrido 
ajuste na cobertura do encargo de conexão do ciclo 2018/2019 uma vez que a CPFL Transmissora deixou 
de fazer jus ao recebimento desse encargo a partir da concretização da transferência onerosa módulo do 
LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C-1 RS para a permissionária Certel. 
 
154. 
Por isso, faz-se necessário definir uma PA para que a transmissora devolva para os 
consumidores da RGE Sul o valor apurado no período de 27/08/2018 a 30/06/2019. Esse valor corrigido 
pelo IPCA é de R$ 6.858,43 a preços de junho/2022. 
 
155. 
Quanto aos valores de encargo de conexão estabelecidos nos ciclos 2020/2021 e 
2021/2022 pelas REH nº 2.725/2020 e REH nº 2.959/2021, como devidos à CPFL Transmissora pela 
permissionária Certel, constata-se que não cabe apuração de uma Parcela de Ajuste diante da informação 
prestada na Carta nº 003/2022/PR/CPFL de que houve um acordo entre as partes para suspenderem o 
pagamento até manifestação da ANEEL: 
 
Neste contexto, CPFL TRANSMISSÃO e CERTEL entenderam que o efetivo 
faturamento ficasse suspenso até que a controvérsia tarifária posta fosse 
esclarecida e sanada junto à ANEEL. 
 
156. 
Salienta-se ainda que os custos de O&M da PRT 579/2012 foram reduzidos devido a 
transferência do equipamento. As memórias de cálculo da PA e do ajuste da receita de O&M acompanham 
o resultado da análise. 
 
III.4.6.10.3 - Transferência de ativos da CGT para Celesc – DSP 2410/2021 
 
157. 
Em 10 de agosto de 2021, por meio do Despacho n. 2.410, foi autorizada a transferência de 
Demais Instalações de Transmissão de Uso Exclusivo (DIT) da CGT Eletrosul para a Celesc-Dis. Contudo, 
em 17 de agosto de 2021, por meio da Resolução Homologatória n. 2.921, foi aprovada a Revisão Tarifária 
da Celesc-Dis, na qual os ativos transferidos pelo Despacho n. 2.410 foram considerados na base de 
remuneração da distribuidora. 
 
158. 
De modo a não permitir dupla cobrança dos consumidores, via encargos de conexão e via 
BRR da Celesc, a Diretoria entendeu que os procedimentos de transferências que seriam processados no 
ciclo 2022-2023 poderiam ser antecipados parcialmente, de modo a não onerar o consumidor 
catarinense. 
 
159. 
Em virtude de tal decisão, a CGT Eletrosul entrou com recurso contra o resultado da revisão 
tarifária da Celesc, o que culminou com a publicação do Despacho nº 1.368/2022. A análise da 
determinação da Diretoria constante neste ato foi realizada na seção III.4.6.5 – Determinações da 
Diretoria. 
 
160. 
É forçoso recordar apenas que a determinação da Diretoria foi cumprida na presente 
análise e que todos os ajustes em função da referida transferência (exclusão de equipamentos, ajustes 
em receitas da PRT 579/2012 e PRT 120/2016, se cabível, além de recálculo do ajuste da PA) foram 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 41 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
processados. As memórias de cálculo de cada item fazem parte dos anexos da análise. 
 
III.4.6.11 – Carta CRG-C/180/2021 – Copel GeT 
 
161. 
Por meio da carta CRG-C/180/202140, de 14 de dezembro de 2021, a Cope GT requisitou: 
 
 
(i) 
Que fossem homologadas à Copel GeT as Parcelas de Ajustes dos Encargos 
de Conexão face à descontratação e/ou alteração dos Usuários, conforme consta 
nos Contratos nº 002/2019 (Votorantim) e nº 001/2020 (Petrobras); e 
 
(ii) 
Que seja homologada a PA de O&M referente às instalações transferidas em 
função do seccionamento da LT 230 kV Cascavel – foz do Iguaçu Norte na 
subestação Medianeira, conforme autorização da REA 10228/2021. 
 
162. 
Nesse sentido, esclarecemos que o item (i) foi atendido no recurso à REH nº 2.895/2021 e 
o item (ii) está sendo considerado em conjunto com as informações prestadas pela SCT para definição da 
PA relativa aos custos de O&M de instalações transferidas. 
 
III.4.6.12 – Reclassificação de Ativos da COPEL GT – Despacho nº 3.954/2021 
 
163. 
Por meio do Despacho nº 3.954, de 14 de dezembro de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu 
reclassificar os módulos LT 230 kV UMBARA /RL PEROXIDO C-1 PR (IdeMdl 20264) e EL 230 kV UMBARA 
LT 230 kV UMBARA /RL PEROXIDO C-1 PR (IdeMdl 3068) de DIT para RB. Dessa forma, o referido ajuste 
foi realizado na lista de módulos, mantendo as demais informações dos módulos inalteradas.  
 
III.4.6.13 – Identificação de usuários DIT SE Parecis – EBTE  
 
164. 
Os encargos da DIT da SE Parecis estavam sendo pagos pela distribuidora EMT desde 
19/04/2011. Contudo, foram analisados os seguintes Contratos de Conexão aos Sistemas de Transmissão 
(CCT) assinados pela EBTE: 
 
• CCT nº 011/2011: entre a EBTE e as PCHs Cidezal, Parecis, Rondon, Sapezal e Telegráfica, que compõe 
o Grupo Juruena. 
• CCT nº 074/2011: entre a EBTE e os usuários Maggi Energia S.A.; Divisa Energia S.A.; Segredo Energia 
S.A.; Ilha Comprida Energia S.A.; e Jesuíta Energia S.A, que compõe o Grupo Maggi. 
• CCT nº 072/2012: entre a EBTE e a Centrais Elétrica Matogrossenses S.A. – CEMAT (atual Energisa Mato 
Grosso – EMT). 
165. 
Da leitura dos referidos contratos, depreende-se dos CCT nº 011/2011 e nº 074/2011 que 
os grupos de geradores Grupo Maggi e o Grupo Juruena acordaram pagar os Encargos de Conexão da SE 
Parecis nas proporções de 40% e 60%, respectivamente. Por sua vez, o CCT nº 072/2012 indica pagamento 
de Encargos de Conexão da EMT à EBTE apenas pelas instalações contidas na SE Juína/MT, sem incluir as 
 
40 SIC 48513.033843/2021-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 42 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
DIT da SE Parecis. Assim, os pagamentos de DIT referentes à conexão da SE Parecis/MT sempre foram 
devidos pelos Grupos Maggi e Juruena.  
 
166. 
Diante do exposto, o pagamento dos equipamentos IB 138 kV MG 230 kV PARECIS MG1 MT 
IB1 (IdeMdl 19925), EL 138 kV PARECIS DIST1 (IdeMdl 19926) e EL 138 kV PARECIS DIST2 (IdeMdl 19927) 
foi processado duplamente à transmissora, pelos geradores e pela EMT desde 2011. 
 
167. 
Desse modo, levantado os valores dos referidos equipamentos desde 19/04/2011 e 
atualizados pelo índice e metodologia de aplicação definidos no Contrato nº 011/2008, conforme 
memória de cálculo anexa, deve-se proceder com a definição de PA em desfavor da EBTE no valor de -R$ 
3.787.665,78. 
 
168. 
Os grupos atribuídos às DIT desses equipamentos devem ser adaptados para não se repetir 
tal indébito no ciclo 2022-2023 e posteriores. Assim, respeitando as proporções estabelecidas nos CCT 
nas quais 60% das DIT da SE Parecis são pagas pelo Grupo Jurema e 40% são pagas pelo Grupo Maggi, os 
pagamentos dessas DIT foram alocados conforme quadro abaixo. 
 
Equipamento 
Grupo ciclos anteriores 
Usuário 
anterior 
Grupo ciclo 2022-2023 
Usuário definido 
IB 138 kV MG 230 kV PARECIS MG1 
MT IB1 
GRP 138 kV PARECIS MT 
EMT 
GRP 138 kV PARECIS MT 
Parecis Energia S.A. 
EL 138 kV PARECIS DIST1 
GRP PARECIS – EMT 
EMT 
GRP PARECIS – Grupo Juruena  
Parecis Energia S.A. 
EL 138 kV PARECIS DIST2 
GRP PARECIS – EMT 
EMT 
GRP PARECIS – Grupo André 
Maggi 
Maggi Energia S.A. 
Quadro 5 – ajustes de usuários das DIT da SE Parecis. 
 
169. 
Ainda, para se processar o ajuste financeiro, a PA deve ser definida em outro grupo no qual 
a EMT seja usuária exclusiva. Dessa forma, a PA calculada será definida para o grupo de RBF PARECIS-
230/138 kV. Assim, a EBTE devolverá os valores duplamente recebidos com repasse direto aos 
consumidores finais da EMT. 
 
170. 
Como o valor possível de ser descontado no ciclo 2022-2023 é inferior ao devido, a 
diferença será processada na PA Apuração do ciclo 2023-2024. 
 
III.4.6.14 – Carta CE DRP-0050/2022 – CGT Eletrosul 
 
171. 
Por meio da carta CE DRP-0050/202241, de 17 de junho de 2022, a CGT Eletrosul requisitou: 
 
(i) 
Revisar a lista de módulos disponibilizada por meio do Despacho nº 
1.425/2022, de modo a contemplar os ajustes de receita já processados 
por ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da concessão 
da Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014); 
 
(ii) 
Analisar os pleitos constantes na CE DRP-0121/202142, de 25 de outubro 
 
41 SIC 48513.016361/2022-00. 
42 SIC 48513.029229/2021-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Equipamento  Grupo ciclos anteriores    Usuário    Grupo ciclo 2022-2023  Usuário definido
      anterior      
IB 138 kV MG 230 kV PARECIS MG1
MT IB1  GRP 138 kV PARECIS MT  EMT      GRP 138 kV PARECIS MT  Parecis Energia S.A.
EL 138 kV PARECIS DIST1  GRP PARECIS – EMT  EMT      GRP PARECIS – Grupo Juruena  Parecis Energia S.A.
EL 138 kV PARECIS DIST2  GRP PARECIS – EMT  EMT      GRP PARECIS – Grupo André
Maggi  Maggi Energia S.A.
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 43 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
de 2021, não verificados por ocasião da análise dos recursos do ciclo 
anterior, quais sejam: 
 
(ii.a) Revisão do cálculo do modelo DEA relativo à LT 138 kV Biguaçu-
Florianópolis C1 e C2, processado no ciclo 2021-2022; e 
(ii.b) Alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT Eletrosul. 
 
172. 
Considerados os argumentos apresentados pela transmissora, recomendamos a 
republicação da lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de modo a contemplar os ajustes 
de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da equiparação da 
Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014). Salientamos que a Portaria nº 654/GM/MME, de 13 
de junho de 2022, extinguiu formalmente a equiparação.  
 
173. 
Quanto ao pleito relativo à revisão do cálculo de redução da receita de O&M da PRT 
579/2012 em virtude da transferência LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 e C2, salientamos que a SRM 
foi instada a manifestar-se sobre o pleito apresentado pela transmissora por meio do Memorando nº 
126/2022-SGT/ANEEL43, de 3 de junho de 2022. Em sua resposta, encaminhada pelo Memorando nº 
083/2022-SRM/ANEEL44, de 20 de junho de 2022, a área técnica informou que: 
 
5. O ajuste prospectivo da RAP referente à operação e manutenção das 
instalações transferidas deve ocorrer a partir de modelagem semelhante à 
adotada no estudo realizado no âmbito do processo de revisão. Nesse sentido, 
destacamos, por fim, que deve ser realizado ajuste para linhas de transmissão em 
circuito duplo, as quais devem ter contabilizadas metade do comprimento de 
seus circuitos, conforme detalhado, tanto na Nota Técnica nº 160/2017-
SRM/ANEEL quanto na Nota Técnica nº 204/2018-SRM/ANEEL. 
(grifos nossos) 
 
174. 
Dessa forma, nos cálculos de ajuste de RAP da PRT 579/2012 para o ciclo 2022-2023 foi 
processada reconstituição da metade do valor processado no ciclo anterior, como orientou a área de 
regulação. 
 
175. 
Com relação ao pleito de alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT Eletrosul, 
informamos que, após ouvida a área de concessões, as instalações do referido contrato foram alteradas. 
 
III.4.6.15 – Carta CE-SRR-011/2022 – Chesf 
 
176. 
Por meio da carta CE-SRR-011/2022 (sic 48513.002239/2022-00), a Chesf informou à SGT 
que solicitara o apoio da SCT para que realizássemos o pagamento dos custos incorridos pela aludida 
transmissora com a elaboração do Relatório Técnico (R4) nos trâmites do Leilão 002/2019. 
 
177. 
Contudo, salientamos que por meio da Portaria nº 610/GM/MME, de 28 de janeiro de 
2022, o Ministério de Minas e Energia – MME declarou a caducidade do Contrato de Concessão nº 
 
43 SIC 48581.001586/2022-00. 
44 SIC 48580.000802/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 44 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
12/2020-ANEEL. 
 
178. 
Assim, como comunicado pela SCT por meio do Ofício nº 121/2022-SCT/ANEEL, de 
8/03/2022 (SIC nº 48526.001215/2022-00), o pedido deve ser negado por hora, visto que o Poder 
Concedente ainda não se manifestou quanto à nova licitação do empreendimento advindo de contrato 
caducado. Em havendo nova licitação do empreendimento, o valor do relatório atualizado para a data do 
leilão será incluído como obrigação a ser paga à Chesf pela futura transmissora vencedora do certame. 
 
III.4.6.16 - Ofício MSG.DP.019.2022 – Mata de Santa Genebra (Genebra) 
 
179. 
Por meio do documento Ofício MSG.DP.019.202245, de 25/05/2022, a Transmissora Mata 
de Santa Genebra (MSG) reiterou o Ofício MSG.DP.101.2021 em que solicitou a revisão do cálculo da 
parcela de ajuste apurada para a MSG. 
 
180. 
Informa-se que o pedido original foi contemplando na REH nº 2.959/2021 que promoveu a 
retificação da REH nº 2.895/2021. A análise dos pedidos de reconsideração contra a REH nº 2.895, de 
13/07/2021, foi concluída com a publicação do Despacho nº 1.425, de 31/05/2022, e o resultado para a 
parcela de ajuste da MSG pode ser consultada na Tabela 9 da Nota Técnica nº 82/2022-SGT/ANEEL 
disponível nesse Despacho. 
 
III.4.6.17 – PA Fim de vigência TLR 
 
181. 
Com o início da vigência da REN nº 84146, de 2018, que ocorreu a partir de 1º de julho de 
2019, o ONS passou a emitir, nos casos previstos na referida Resolução, Termos de Liberação de Receita 
– TLR que é o “documento que, a partir da data especificada, dá o direito ao recebimento de parcela de 
Receita Anual Permitida – RAP das FT ou Grupo de FT discriminados, quando houver Pendências 
Impeditivas de Terceiros ou Pendências Impeditivas de Caráter Sistêmico e não houver Pendências 
Impeditivas Próprias (conforme REN nº 841/2018). 
 
182. 
Portanto, o TLR dá o direito à transmissora ao recebimento de 90% ou 100% da RAP 
correspondente, a depender do caso, porém tem a particularidade de possuir, no momento da sua 
emissão, prazo de vigência determinado, conforme consta nos parágrafos 10º e 11º da REN nº 841/2018 
(atualmente itens 5.10 e 5.11 do Módulo 3 das Regras de Transmissão): 
 
“(...) 
§10º No TLR deverão ser listadas as Pendências Não Impeditivas Próprias, 
contendo os prazos informados pela Transmissora para solucionar cada uma, as 
Pendências Impeditivas de Terceiros, com os respectivos responsáveis, e as 
Pendências Impeditivas de Caráter Sistêmico.   
§11º O TLR terá vigência até a solução das Pendências Não Impeditivas Próprias, 
de cada Pendência Impeditiva de Terceiros ou de cada Pendência Impeditiva de 
 
45 SIC 48513.014371/2022-00. 
46 Posteriormente incorporada ao “Módulo 3 – Instalações e Equipamentos” das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, 
aprovado pela REN nº 905, de 8 de dezembro de 2020.  
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 45 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Caráter Sistêmico, quando a Transmissora deverá solicitar novos termos de 
liberação”.  
(grifo nosso) 
 
183. 
Isto posto, uma vez encerrada a vigência do TLR, é obrigação da transmissora responsável 
solicitar a emissão de novos termos de liberação. Entretanto, podem ocorrer situações em que há o 
encerramento da vigência do TLR, sem que haja a emissão imediata de novo Termo de Liberação – TL pelo 
ONS, caso a concessionária, por exemplo, não solicite o documento no prazo adequado. Nessas situações, 
a empresa fica sem qualquer Termo de Liberação vigente, portanto, sem direito ao recebimento da RAP 
correspondente, já que o TL é o documento que garante o recebimento da receita.  
 
184. 
O gráfico a seguir representa um exemplo hipotético que ilustra a situação descrita 
anteriormente, em que a transmissora fica com o direito ao recebimento da RAP “suspenso” entre o fim 
de vigência do primeiro TLR e o início de vigência do segundo TLR e entre o fim de vigência do segundo 
TLR e o início de vigência do TLP. 
 
Gráfico 01 – Exemplo hipotético de existência de TLRs com vigência. 
 
 
185. 
Após extensa análise, verificou-se que, desde o início de vigência da REN nº 841/2018, tais 
situações, em geral, não estavam sendo consideradas adequadamente no cálculo da PA Apuração e no 
cálculo dos encargos de conexão a serem pagos pelos usuários das DIT de Uso Exclusivo. As 
concessionárias que se enquadravam na situação descrita permaneciam recebendo a parcela de RAP 
correspondente, mesmo nos casos em que não havia TL vigente, em função do encerramento da vigência 
do TLR. 
 
186. 
Sendo assim, foram calculadas Parcelas de Ajuste, conforme tabela a seguir, a serem pagas 
pelas concessionárias de modo a devolver os valores de receita recebidos indevidamente pelas empresas 
no período em que não havia TL vigente em decorrência do encerramento da vigência do TLR. 
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
jan/21
fev/21
mar/21
abr/21
mai/21
jun/21
jul/21
ago/21
set/21
out/21
nov/21
dez/21
jan/22
fev/22
mar/22
abr/22
mai/22
jun/22
jul/22
ago/22
set/22
out/22
nov/22
dez/22
RAP (%)
Direito ao Recebimento de RAP
%RAP
TLR 1 (RAP 90%)
TLR 2 (RAP 90%)
TLP (RAP 90%)
TLD (RAP 100%)
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 46 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
 
Tabela 22 – Parcela de Ajuste em decorrência do encerramento da vigência do TLR. 
Concessionária 
Contrato 
Valor da PA (R$) 
Ref.: Jun/22 
MANTIQUEIRA 
005/2016 
-107.583,65 
COPEL-GT 
006/2016 
-1.737.300,17 
MIRACEMA 
017/2016 
-946.084,96 
LITORAL SUL 
018/2016 
-758.866,32 
PARANAÍTA 
022/2016 
-145.876,19 
EQTLT04 
012/2017 
-696.438,00 
EQTLT06 
014/2017 
-806.304,69 
GUAÍRA 
023/2017 
-238.551,21 
ATIBAIA 
038/2017 
-1.143.408,41 
Z2 
045/2017 
-652.612,51 
ARGO III 
049/2017 
-468.765,18 
GRALHA AZUL 
001/2018 
-172.949,92 
BRE 
010/2018 
-174.812,58 
COLINAS 
022/2018 
-190.580,90 
ENERGISA PARÁ 
030/2018 
-1.792.756,67 
AMAPAR 
007/2019 
-29.282,08 
CHESF 
005/2012 
-96.716,95 
TP NORTE 
012/2012 
-78.974,47 
TOTAL 
-10.237.864,86 
 
III.4.6.18 – Despacho nº 299/2022 
 
187. 
O Despacho ANEEL nº 299, de 01/02/2022, decidiu estabelecer procedimento excepcional 
para que as receitas associadas a subestação Timóteo 2 relativas as funções transmissão FT TR 230/69 kV 
TIMOTEO 2 TR1 MG e FT TR 230/69 kV TIMOTEO 2 TRR1 MG e à  EL 69 kV TIMOTEO 2 DIST1 (associada à 
LT 69 kV Timóteo 2 / Coronel Fabriciano 1), sejam suportadas pelos usuário da Rede Básica até que as 
pendências de caráter sistêmico ou eventuais pendências impeditivas de terceiros sejam solucionadas, 
além de determinar ajustes nos pagamentos já realizados. 
 
188. 
Para o cumprimento dessa determinação foi cadastrado no Siget uma função transmissão 
provisória de FT Módulo Geral – MG da Mantiqueira (Contrato de Concessão nº 005/2016) na subestação 
Timóteo 2, associada aos módulos que fazem parte das citadas FT e da EL. Assim, a transmissora receberá 
a partir do ciclo 2022-2023 as correspondentes receitas que serão suportadas pela Rede Básica. 
 
189. 
Além disso, consta no voto do diretor relator que a Mantiqueira tem direito a receber a 
RAP relativa às FT e EL citadas a partir de 17/11/2020, e que esses valores devem ser cobrados da Rede 
Básica e que valores cobrados pela Mantiqueira da Cemig-D devem ser devolvidos à Cemig-D. 
 
190. 
Também consta no voto que, em relação ao pagamento pela Cemig-D (sem cobertura 
tarifária à distribuidora) da DIT no processo tarifário da distribuidora de 2020-2021, fosse calculada uma 
PA em desfavor da Mantiqueira. Essa PA foi calculada e totalizou R$ 232.144,63, a preços de junho de 
2022, a ser devolvida à Cemig-D. Para concluir cumprimento das determinações contidas no Despacho nº 
299, de 2022, deverá ser considerado no próximo processo tarifário da Cemig-D um financeiro de mesmo 
valor, ou seja, R$ 232.144,63, a preços de junho de 2022. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária    Contrato    Valor da PA (R$)
Ref.: Jun/22    
MANTIQUEIRA    005/2016    -107.583,65    
COPEL-GT    006/2016    -1.737.300,17    
MIRACEMA    017/2016    -946.084,96    
LITORAL SUL    018/2016    -758.866,32    
PARANAÍTA    022/2016    -145.876,19    
EQTLT04    012/2017    -696.438,00    
EQTLT06    014/2017    -806.304,69    
GUAÍRA    023/2017    -238.551,21    
ATIBAIA    038/2017    -1.143.408,41    
Z2    045/2017    -652.612,51    
ARGO III    049/2017    -468.765,18    
GRALHA AZUL    001/2018    -172.949,92    
BRE    010/2018    -174.812,58    
COLINAS    022/2018    -190.580,90    
ENERGISA PARÁ    030/2018    -1.792.756,67    
AMAPAR    007/2019    -29.282,08    
CHESF    005/2012    -96.716,95    
TP NORTE    012/2012    -78.974,47    
  TOTAL        -10.237.864,86  
Valor da PA (R$)
Ref.: Jun/22
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 47 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
 
III.4.6.19 – Atendimento à Liminar sobre a PA Suspensão de Pagamento Base relativa à SE Santa Quitéria  
 
191. 
Por meio da Nota Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL47, de 2 de julho de 2021, essa SGT 
recomendou a emissão de resolução para o estabelecimento das RAP referentes às instalações de 
transmissão sob responsabilidade de concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2022. 
 
192. 
Contudo, em 8 de julho de 2021, foi encaminhado à SGT o OFÍCIO nº 01047/2021/PFANEEL/ 
PGF/AGU48, cientificando-nos de decisão judicial envolvendo Suspensão de Pagamento Base, em favor da 
CAIUA-T.  
 
193. 
Dessa forma, para incluir a decisão no resultado do ciclo 2021-2022, foi emitida a Nota 
Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL49, de 9 de julho de 2022. No resultado publicado pela REH nº 2.895, de 
13 de julho, não constaram as PA Suspensão de Pagamento Base da SE Santa Quitéria e, como descrito 
Nota Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL:  
 
15.Dessa forma, a fim de dar cumprimento à referida liminar, o Anexo VI e a Lista 
de PA constantes dos anexos da Nota Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL, de 2 de 
julho de 2021, de estabelecimento da RAP do ciclo 2021-2022, e que são insumos 
para cálculo das TUST, foram alterados. As tarifas de Fronteira (TUST-FR) dos 
pontos de conexão da subestação Santa Quitéria 13,8 kV e 69 kV, ora propostas 
refletem esse ajuste, ficando eventual reanálise do caso para o período pós 
decisão da turma julgadora.  
 
194. 
A retificação da RAP do ciclo 2021-2022, realizada por meio da REH nº 2.959, de 5 de 
outubro de 2021, também considerou a decisão. Logo, os valores efetivamente faturados contra a CAIUÁ-
T no período cumpriram a decisão. 
 
195. 
Todavia, por ocasião da análise dos recursos, como as PA encontravam-se apenas com 
indicação de não efetivação temporária e o caso não fora novamente analisado, as PA retornaram à base 
de resultados do ciclo 2021-2022, o que foi homologado por meio do Despacho nº 1.425, de 31 de maio 
de 2022. 
 
196. 
Devido ao retorno das PA questionadas judicialmente, foram consideradas no cálculo da 
PA Apuração de RBF do Contrato 007/2012 para os grupos SANT.QUITERIA-230/13,8 kV e SANT.QUITERIA-
230/69 kV as PA tratadas na liminar. Logo, para o ciclo 2022-2023 a decisão estaria sem o ajuste correto. 
Para compensar tal equívoco, serão cadastradas 2 parcelas de ajuste com 11/12 do valor das referidas PA, 
atualizadas, para que a CAIUÁ-T continue com os efeitos da liminar sendo mantidos. 
 
 
 
 
 
47 SIC 48581.001043/2021-00. 
48 SIC 48516.001837/2021-00. 
49 48581.001062/2021-00 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 48 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Tabela 23 – PA para a Caiuá-T em função do retorno da PA SPB no resultado do Despacho nº 1.425/2022. 
Concessionária 
Contrato 
Tipo do Grupo 
Nome de Grupo 
PA para manutenção  
da liminar (R$) 
Ref.: 06/2022 
CAIUÁ-T 
007/2012 
RBF 
SANT.QUITERIA-230/69 kV 
 4.367.361,93  
CAIUÁ-T 
007/2012 
RBF 
SANT.QUITERIA-230/13,8 kV 
2.932.414,07  
 
197. 
Cabe salientar que o caso deve ser acompanhado até o próximo ciclo em virtude de a 
decisão final do caso não ter sido encaminhada à SGT até o momento. 
 
III.4.6.20 – PA recontabilização da PV em virtude da retificação da RAP do ciclo 2021-2022 
 
198. 
Por meio da CTA-ONS DTA/SA 0245/202250, de 10 de fevereiro de 2022, o ONS informou à 
SGT sobre os procedimentos executados em função do comando estabelecido na REH nº 2.959/2021, para 
que a aplicação dos valores retificados por este ato retroagisse à 1º de julho de 2021. 
 
199. 
Como comentado pelo operador, o volume de recontabilizações processadas em virtude 
da retificação da RAP do ciclo 2021-2022 excedeu a capacidade técnica e operacional programada. Em 
média, o ONS realiza cerca de 10 recontabilizações mensais. Todavia, em virtude da emissão da REH nº 
2.959/2021, foram realizados quase 1.400 procedimentos entre agosto e outubro de 2021. 
 
200. 
Assim, a parcela de recontabilização relacionada com as Parcelas Variáveis – PV de alguns 
contratos não foi processada pelo ONS no decorrer do ciclo 2021-2022. Esse fato se deve ao alto volume 
de ações de recontabilização e à necessidade de análise detalhada e minuciosa de cada caso. Como 
salientou o operador: 
 
“5. Diante deste cenário, o ONS recomenda que os resultados financeiros oriundos 
dessas retificações sejam aplicados no processo de reajuste tarifário das 
Transmissoras para o ciclo 2022-23, no qual o ONS disponibilizará à ANEEL os 
valores a serem descontados para aplicação na Parcela de Ajuste do Ciclo 2022-
23, os quais já terão sido previamente validados pelas Transmissoras.” 
 
201. 
Dessa forma, o ONS encaminhou à SGT as planilhas com o resultado da recontabilização de 
tais PV, por FT. Nosso trabalho foi então, agregar todas as planilhas, identificar os grupos pagadores, 
atualizar os respectivos valores e fixar as respectivas PA. A tabela abaixo exprime o resultado desse 
trabalho, reunido por contrato51. 
 
Tabela 24 – Resultado da PA em virtude da recontabilização da PV. 
Transmissora 
Contrato 
 PA Recontabilização PV 
(Ref.: 06/2022)  
CEEE 
055/2001 
238.069,77 
CELG 
063/2001 
-2.167,10 
CEMIG 
006/1997 
-192.465,97 
COPEL 
060/2001 
-17.904,16 
 
50 SIC 48513.003541/2022-00. 
51 Salientamos que as PA incluídas no Siget foram realizadas por Grupo Pagador. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato  Tipo do Grupo  Nome de Grupo  PA para manutenção  
        da liminar (R$)  
        Ref.: 06/2022  
CAIUÁ-T  007/2012  RBF  SANT.QUITERIA-230/69 kV  4.367.361,93  
CAIUÁ-T  007/2012  RBF  SANT.QUITERIA-230/13,8 kV  2.932.414,07  
Transmissora  Contrato    PA Recontabilização PV
      (Ref.: 06/2022)
CEEE  055/2001  238.069,77  
CELG  063/2001  -2.167,10  
CEMIG  006/1997  -192.465,97  
COPEL  060/2001  -17.904,16  
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 49 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Transmissora 
Contrato 
 PA Recontabilização PV 
(Ref.: 06/2022)  
Eletronorte 
058/2001 
24.274,16 
CGT Eletrosul 
057/2001 
-77.642,83 
Furnas 
062/2001 
1.108.387,92 
 
202. 
As planilhas auxiliares, encaminhadas pelo ONS, e a memória detalhada de agregação e 
atualização dos respectivos valores estão disponibilizadas com os demais anexos técnicos do reajuste.  
 
III.4.6.21 – PA ressarcimento por cancelamento de PIU na SE Sorriso 
 
203. 
Conforme informado pelo ONS, foi verificado evento de ultrapassagem do Montante de 
Uso do Sistema de Transmissão - MUST contratado pelo agente FS Sorriso, modalidade carga, que ensejou 
a apuração de Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem – PIU a ser paga pelo referido agente. O 
montante devido pela FS Sorriso e a ser recebido pelas transmissoras foi lançado, respectivamente, nos 
AVD e AVC do mês de janeiro de 2022, totalizando R$ 2.986.503,66. 
 
204. 
No entanto, de acordo com o ONS, posteriormente foi percebido um equívoco na medição 
realizada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e verificou-se que não houve a 
ultrapassagem por parte do agente, de modo que a PIU deixou de ser devida pela FS Sorriso. Sendo assim, 
apesar de ter lançado o montante referente à PIU nos AVC, o ONS determinou às transmissoras que não 
realizassem o faturamento desse valor. 
 
205. 
Não obstante, como a PA Apuração das transmissoras é calculada com base nos valores 
lançados nos respectivos AVC e não nos valores efetivamente faturados pelas empresas, para que as 
concessionárias não fossem penalizadas52, a solução encontrada pelo ONS para equalizar a questão foi 
realizar, no mês de março de 2022 e por meio de uma rubrica específica denominada “Ressarcimento de 
Receita” a ser paga por todos os usuários da Rede Básica, o ressarcimento do referido valor lançado no 
AVC do mês de janeiro de 2022, mas não faturado, para que no cálculo da PA Apuração o efeito fosse 
neutro para as concessionárias. 
 
206. 
Ocorre que a forma como a rubrica “Ressarcimento de Receita” foi tratada na PA Apuração 
calculada pelo SIGET no âmbito desse processo, causou-se dupla devolução do valor em desfavor das 
transmissoras: a primeira, no mês de janeiro de 2022, pois o valor informado pelo ONS (“RECEITAS 
APURADAS”) tem em sua composição esse montante que não foi efetivamente faturado pelas empresas; 
e a segunda, no mês de março de 2022, em que existe a aplicação da rubrica “Ressarcimento de Receita”, 
porém ela não foi considerada na composição das “RECEITAS PERMITIDAS”, o que ocasionou a devolução 
desses valores também nesse mês. 
 
 
 
 
 
52 Caso o ONS não tivesse feito o ajuste, no cálculo da PA Apuração seria considerado que as transmissoras teriam recebido um valor, 
conforme AVC, mas que, na prática, não foi faturado por determinação do ONS. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Transmissora  Contrato    PA Recontabilização PV  
      (Ref.: 06/2022)  
Eletronorte  058/2001  24.274,16    
CGT Eletrosul  057/2001  -77.642,83    
Furnas  062/2001  1.108.387,92    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 50 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
III.5 – ANÁLISE DE QUESTIONAMENTOS SOBRE O DESPACHO Nº 1.425/2022 ENCAMINHADOS PELA 
RELATORIA. 
 
207. 
Por meio do Memorando nº 156/2022-ASD/ANEEL53, de 29 de junho de 2022, foram 
apresentados questionamentos encaminhados por transmissoras quanto ao resultado do Despacho nº 
1.425, de 31 de maio de 2022. Nesse sentido, serão realizados comentários sobre tais questionamentos. 
 
III.5.1 - Carta RE/RT- 0180A/2022 – Cemig GT 
 
208. 
Por meio da carta RE/RT- 0180A/202254, de 15 de junho de 2022, a Cemig GT encaminhou 
questionamento quanto ao cálculo da PA Diferença de DIT Exclusiva fixada pelo Despacho nº 1.425/2022. 
O mérito questionado pela transmissora é que as instalações do GRP 13,8 kV BARBACENA 2 MG estariam 
com situação “ativa” na base de dados da REH nº 2.895/2021, quando na publicação original deste ato as 
instalações estariam como previstas. 
 
209. 
Assim, verificadas as informações prestadas pela transmissora, procedemos com recálculo 
da referida PA, restando comprovada a necessidade de inclusão de PA para recompor a referida diferença, 
que atualizada tem valor de R$ 3.119.116,74, conforme tabela abaixo: 
 
Tabela 25 – Parcela de ajuste em função do pleito encaminhado pela Carta RE/RT- 0180A/2022. 
Concessionária Contrato 
Nome de Grupo 
PA Diferença DIT 
Exclusiva 
Despacho nº 1.425/2022 
(Ref.: Jun/21) 
PA Diferença 
DIT Exclusiva 
Recálculo 
(Ref.: Jun/21) 
Diferença 
Diferença 
atualizada 
(Ref.: Jun/22) 
CEMIG-GT 
006/1997 
GRP 13,8 kV  
BARBACENA 2 MG 
 
7.320,15 
 
2.798.945,39 
2.791.625,24   3.119.116,74  
 
III.5.2 - Carta EQTLT07/REG/CA/095-2022 – EQTL07 
 
210. 
Por meio da carta EQTLT07/REG/CA/095-202255, de 15 de junho de 2022, a EQTL07 
apresentou questionamento sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 
1.425, de 31 de maio de 2022. Em sua concepção, houve redução não motivada de receitas da 
transmissora. 
 
211. 
Na verdade, ocorreu erro material na elaboração da tabela 8 da Nota Técnica nº 082/2022-
SGT/ANEEL. A tabela foi produzida considerando o somatório das receitas considerando como parâmetro 
as colunas “Concessionária do Módulo” e “Contrato do Módulo” da planilha Lista de Módulos. No entanto, 
para se apurar a RECEITA homologada para cada contrato deve-se utilizar as colunas “Concessionária da 
Receita” e “Contrato da Receita”.  
 
212. 
Contudo, o mencionado erro está apenas na tabela da NT, de modo que o valor 
efetivamente homologado e o valor do SIGET, constantes no Anexo I, estão corretos. Abaixo, excertos do 
Anexo I da REH nº 2.959/2021 e do DSP nº 1.425/2022, relativos à RECEITA HOMOLOGADA para a 
 
53 SIC 48575.004708/2022-00. 
54 SIC 48513.016177/2022-00 
55 SIC 48513.016325/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Concessionária  Contrato  Nome de Grupo    PA Diferença DIT      PA Diferença    Diferença  Diferença
atualizada
(Ref.: Jun/22)
        Exclusiva      DIT Exclusiva      
        Despacho nº 1.425/2022      Recálculo      
        (Ref.: Jun/21)      (Ref.: Jun/21)      
CEMIG-GT  006/1997  GRP 13,8 kV
BARBACENA 2 MG  7.320,15      2.798.945,39      2.791.625,24  3.119.116,74
Diferença
atualizada
(Ref.: Jun/22)
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 51 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
transmissora no ciclo 2021-2022. Percebe-se que não há diferença de receitas entre os resultados. 
 
Figura 01 – Excerto do Anexo I relativo à EQTL 07, conforme REH nº 2.959/2021. 
  
 
 
Figura 02 – Excerto do Anexo I relativo à EQTL 07, conforme DSP nº 1.425/2022. 
 
 
III.5.3 - Carta CT/R/892/2022 - CTEEP 
 
213. 
Por meio da carta CT/R/892/202256, de 15 de junho de 2022, a CTEEP apresentou 
questionamentos sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 1.425, de 
31 de maio de 2022. A transmissora apresenta duas arguições, a saber: 
 
(a) Que a descontratação de duas EL na SE Salto Grande ensejou redução de R$ 4.336.266,56 de sua 
receita da PRT 579/2012, quando as receitas dos dois equipamentos somavam R$ 224.632,86 
(valor da lista de módulos); e 
 
(b) Que a substituição dos módulos de IdeMdl 13263 e 13541, conforme autorizado pela REA nº 
7.952/18, não tiveram receita de O&M estabelecida no processo autorizativo (módulo novo), logo 
as receitas da PRT 579/2012 não poderiam ter sido canceladas. 
 
214. 
A análise das dúvidas encaminhadas pela transmissora não enseja retificações do Despacho 
mº1.425/2022. Apenas quanto ao item (b), foi esclarecida a situação dos módulos junto à SCT e, conforme 
elucidações abaixo, o RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA RTR1 SP (IdeMdl 13263) não teve receita de O&M 
definida originalmente. 
 
215. 
No caso do item (a), a descontratação das duas EL na SE Salto Grande (IdeMdl 25148 e 
25149) seguiu as regras regulatórias, sendo que o valor efetivamente descontado da receita da PRT 
579/2012 devido a transferências desses equipamentos foi de R$ 129.614,7 e não R$ 4.336.266,56.  
 
216. 
A confusão ocorre em virtude da memória de cálculo da receita da PRT 579/2012, 
 
56 SIC 48513.016382/2022-00 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 52 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
disponibilizada nos anexos do Despacho nº 1.425/2022, onde se identificava na linha relativa à CTEEP os 
dizeres “Descontratação da SE SALTO GRANDE”. Contudo, esta observação refere-se apenas aos 
descontos processados na definição ordinária da RAP do ciclo. 
 
217. 
O valor de R$ 4.336.266,56 representa a redução da receita de O&M em função das 
substituições de equipamentos considerados tão-somente por ocasião da análise dos recursos do ciclo 
2021-2022 da transmissão (coluna “NT recurso” na memória de cálculo da receita da PRT 579/2012) e 
está relacionada com os seguintes equipamentos: 
 
IdeMdl 
Concessionaria 
Contrato 
Nome do Modulo 
13541 
CTEEP 
059/2001 
RTB 440 kV 99,2 Mvar CABREUVA RT3 SP 
13263 
CTEEP 
059/2001 
RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA RTR1 SP 
12314 
CTEEP 
059/2001 
TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR2 SP 
12311 
CTEEP 
059/2001 
TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR1 SP 
18312 
CTEEP 
059/2001 
TR 138/69 kV VOTUPORANGA 2 TR2 SP 
17889 
CTEEP 
059/2001 
LT 88 kV MONGAGUA /PEDRO TAQUES C-1 SP 
21035 
CTEEP 
059/2001 
IB 230 kV MG 230 kV SANTA CABECA MG1 SP IB1 
385 
CTEEP 
059/2001 
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC3A SP 
386 
CTEEP 
059/2001 
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC3B SP 
387 
CTEEP 
059/2001 
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC4A SP 
388 
CTEEP 
059/2001 
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC4B SP 
13841 
CTEEP 
059/2001 
RTL 440 kV 100 Mvar CABREUVA RT1 SP 
   12296 
CTEEP 
059/2001 
TR 345/230 kV INTERLAGOS TR1 SP 
Quadro 6 – relação equipamentos cuja substituição foi considerada no Despacho nº 1.425/2022. 
 
218. 
Com relação ao item (b), deve-se dar atenção à observação trazida pela transmissora, mas 
apenas parcialmente. Após consulta à planilha de cálculo da RAP no processo autorizativo 
48500.000672/2018-48, verifica-se que foi considerada parcela de O&M para o equipamento de IdeMdl 
13541 na RAP definida pela REA nº 7.952/2019. Contudo, para o equipamento de IdeMdl 13263, não foi 
considerada tal parcela de receita. 
 
219. 
Quanto aos ajustes processados pelo DSP nº 1.425/2022 e relacionados com a retirada das 
receitas dos equipamentos do rol de receitas da PRT 579/2016, eles foram realizados devidamente, uma 
vez que as substituições foram efetivamente realizadas. 
 
220. 
Todavia, a definição regulatória de receita de O&M para o RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA 
RTR1 SP (IdeMdl 13263), conforme tratamento realizado junto à SCT, não foi apreciado pela REA nº 
7.952/2019. Desse modo, a área de concessões, após análise do caso, feita por meio da Nota Técnica nº 
458/2022-SCT/ANEEL57, aprovou o Despacho nº 1.770, de 4 de julho de 2022. Desse modo, os custos de 
O&M que a CTEEP suporta em função do referido equipamento substituído serão considerados no 
próximo ciclo da RAP, conforme deliberado pela área técnica. 
 
 
 
 
 
57 SIC 48526.003626/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
  IdeMdl      Concessionaria      Contrato      Nome do Modulo  
13541      CTEEP      059/2001      RTB 440 kV 99,2 Mvar CABREUVA RT3 SP    
13263      CTEEP      059/2001      RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA RTR1 SP    
12314      CTEEP      059/2001      TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR2 SP    
12311      CTEEP      059/2001      TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR1 SP    
18312      CTEEP      059/2001      TR 138/69 kV VOTUPORANGA 2 TR2 SP    
17889      CTEEP      059/2001      LT 88 kV MONGAGUA /PEDRO TAQUES C-1 SP    
21035      CTEEP      059/2001      IB 230 kV MG 230 kV SANTA CABECA MG1 SP IB1    
385      CTEEP      059/2001      BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC3A SP    
386      CTEEP      059/2001      BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC3B SP    
387      CTEEP      059/2001      BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC4A SP    
388      CTEEP      059/2001      BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC4B SP    
13841      CTEEP      059/2001      RTL 440 kV 100 Mvar CABREUVA RT1 SP    
12296      CTEEP      059/2001      TR 345/230 kV INTERLAGOS TR1 SP    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 53 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
III.5.4 - Carta CT/R/890/2022 – IEJAPI 
 
221. 
Por meio da carta CT/R/890/202258, de 15 de junho de 2022, a IEJAPI apresentou 
questionamento sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 1.425, de 31 
de maio de 2022. A transmissora alega que a PA Postergação definida conforme análise constante na Nota 
Técnica nº 039/2021, de 15 de março de 2021, fora reduzida sem maiores fundamentações. 
 
222. 
O pleito da transmissora tem fundamento técnico e já havia sido identificado pela equipe 
de reajuste da RAP. A análise do caso já foi considerada na seção III.4.6.7 – Ajuste para corrigir a PA Revisão 
decorrente da postergação da Revisão Periódica. 
 
III.5.5 - Carta CT/PR/891/2022 – IENNE 
 
223. 
Por meio da carta CT/PR/891/202259, de 15 de junho de 2022, a IENNE apresentou 
questionamento sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 1.425, de 31 
de maio de 2022. Em sua concepção, a metodologia de atualização da parcela de 06/2020 no cálculo da 
PA Apuração estaria errada, uma vez que “o valor da PA do referido mês deveria ser corrigido pela variação 
do IPCA de jun/19 para jun/21, cujo valor é 10,08%. No entanto, foi corrigido pela variação do IPCA de 
jun/20 para jun/21 que corresponde a 8,05%.” 
 
224. 
Percebe-se, pois, que a transmissora entende que a parcela de 06/2020 deve ser atualizada 
com metodologia anual. Contudo, o Contrato de Concessão nº 001/2008 prevê regime mensal de 
atualização de suas receitas. Logo, o questionamento mostra-se infundado. Para os casos de metodologia 
mensal, a parcela de 06/2020 deve ser atualizada utilizando a variação de jun/20 a jun/21. 
 
III.5.6 - Carta REQ.DR.00015.2022 – FURNAS 
 
225. 
Por meio da carta REQ.DR.00015.202260, de 17 de junho de 2022, Furnas apresentou 
questionamentos sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 1.425, de 
31 de maio de 2022. Em síntese, as dúvidas discutiam os seguintes tópicos: 
 
(a) 
A RAP do Contrato de Concessão nº 062/2001, constante na Tabela 8 da Nota Técnica 082/2022-
SGT/ANEEL, diverge do que Anexo I do Despacho nº 1.425/2022; 
 
(b) 
Os valores da PA Outros Ajustes relativos à Diferença entre a REH nº 2.725/2020 e o Despacho nº 
1.698/2021, aprovados pelo Despacho nº 1.425/2022, estariam diferentes de sua memória de cálculo; 
 
(c) 
A receita associada ao MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS. GERAL TR4 DF (IdeRct 5249) foi excluída 
equivocadamente (erro material). Ainda, foi calculada PA indevida pela substituição do referido 
equipamento. Furnas entende, por fim, que se aplica dispositivo da REN nº 1.020/2022 ao caso. 
 
226. 
Em nossa análise, os questionamentos apresentados por Furnas estão parcialmente 
 
58 SIC 48513.016383/2022-00. 
59 SIC 48513.016384/2022-00 
60 SIC 48513.016393/2022-00 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 54 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
fundamentados. A seguir, comentários sobre os itens apresentados: 
 
• Item (a): Na verdade, como na seção “III.5.2 - Carta EQTLT07/REG/CA/095-2022 – EQTL07”, 
ocorreu erro material na elaboração da tabela 8 da Nota Técnica nº 082/2022-SGT/ANEEL. A tabela 
foi produzida considerando o somatório das receitas considerando como parâmetro as colunas 
“Concessionária do Módulo” e “Contrato do Módulo” da planilha Lista de Módulos. No entanto, 
para se apurar a RECEITA homologada para cada contrato deve-se utilizar as colunas 
“Concessionária da Receita” e “Contrato da Receita”. Logo, trata-se de identificação de erro 
material sem consequência objetiva para o cálculo da RAP, uma vez que o Anexo I e a Lista de 
Módulos apresentam resultados alinhados com o correto fluxo de receitas.  
 
• Item (b): Dada a ampla quantidade de informações a serem analisadas para apreciação do mérito 
da questão, a falta de identificação objetiva de eventual erro material (memória de cálculo da 
empresa com a indicação de eventuais erros) e o curto espaço de tempo para fecharmos a 
proposta de reajuste da RAP para o ciclo 2022-2023, sugerimos que a transmissora encaminhe 
memória de cálculo descrita para que possamos, conforme conveniência e oportunidade da 
Administração, reapreciar o mérito após a aprovação do referido ciclo. Havendo comprovação 
dos argumentos da empresa, ajustes futuros poderão ser realizados. 
 
• Item (c): A receita foi cancelada em razão da substituição do módulo de conexão mencionado, 
autorizada pela REA nº 5.012/2015. A receita cancelada estava associada ao módulo que foi objeto 
de substituição, de modo que foi aplicado o que consta no submódulo 9.7 do PRORET. Ainda, o 
pedido de aplicação da REN nº 1.020/2022 não deve ser atendido, pois o referido ato tem início 
de vigência a partir de 1º de janeiro de 2023 e, mesmo que estivesse vigente, o ressarcimento do 
valor não depreciado do equipamento substituído por reforço deve ser estabelecido no processo 
de revisão e não reajuste. Além disso, o cancelamento da RAP correspondente ainda deve ser 
realizado, nos termos do submódulo 9.7 do PRORET. 
 
 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00

Pág. 55 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
III.6 – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS DAS ATUALIZAÇÕES DA RAP 
 
227. 
As receitas referentes às instalações de transmissão em operação comercial sob 
responsabilidade das transmissoras para o ciclo 2022-2023 totalizam R$ 40.301.277.992,06, enquanto no 
período 2021-2022 esse valor foi de R$ 32.343.051.076,9461. Dessa forma, houve aumento no valor das 
receitas de 24,61% em relação ao ciclo anterior. Cabe destacar que o Componente Financeiro da Portaria 
MME nº 120/2016 está incluso nesses valores de receitas. Entretanto as Parcelas de Ajuste – PA, que 
também são de natureza financeira, não fazem parte desse resultado, tampouco as previsões de obras ou 
as alterações decorrentes das análises contidas na Nota Técnica nº 85/2022-SGT/ANEEL62 e da decisão 
monocrática exarada pelo Diretor Efrain Cruz, no âmbito do processo 48500.005952/2022-29. Logo, a 
receita aqui descrita é o somatório do Item Econômico da Tabela 26, acrescido do Componente Financeiro 
da Portaria MME nº 120/2016. 
 
228. 
Dessa forma, para melhor entender os efeitos, faz-se necessário fragmentá-los em 
resultados Econômicos, Financeiros e de Previsão de Obras, conforme apresentado na Tabela 26.  
 
Tabela 26 – Resultado Global da Receita Anual Permitida da Rede Básica (R$)  
Itens 
Ciclo 2021-2022* 
Ciclo 2022-2023 
Efeito % 
Econômico 
29.505.833.499,25 
36.380.448.452,97 
19,60% 
Financeiro 
2.443.310.611,62 
3.680.822.673,34 
3,50% 
Previsão de Obras 
3.117.105.938,00 
1.865.187.298,13 
-3,60% 
Total 
  35.066.250.048,87  
             41.926.458.424,44  
19,60% 
Notas: (*) Ciclo praticado conforme REH nº 2.959/2021. 
 
229. 
O resultado econômico se deve ao (i) o reajuste previsto nos contratos de concessão; (ii) a 
expansão do sistema de transmissão, com entrada em operação de 23 novos contratos, além das 
melhorias autorizadas; e (iii) aos efeitos das revisões das receitas das concessionárias licitadas.  
 
230. 
O resultado financeiro está relacionado às Parcelas de Ajuste – PA e ao Componente 
Financeiro referente à Portaria MME nº 120/2016, que também passam pelo processo de reajuste 
monetário.  
 
231. 
E por fim, a previsão de obras caracteriza-se pelas instalações previstas para entrarem em 
operação comercial no decorrer do ciclo 2022-2023, conforme informações prestadas pelas transmissoras 
no SIGET. Importante destacar que no processo da TUST é realizado tratamento com eventuais glosas, a 
partir de informações apuradas pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE), 
acerca dessas previsões para fins de cálculo tarifário, de modo que tal estimativa pode ser alterada. 
 
232. 
As Tabelas 27 a 30 totalizam os valores da RAP, por tipo, para o período 2022-2023. 
 
 
61 REH nº 2.959/2021 – resultado praticado no ciclo 2021-2022. 
62 SIC 48581.001571/2022-00. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Itens  Ciclo 2021-2022*  Ciclo 2022-2023  Efeito %
Econômico  29.505.833.499,25  36.380.448.452,97  19,60%
Financeiro  2.443.310.611,62  3.680.822.673,34  3,50%
Previsão de Obras  3.117.105.938,00  1.865.187.298,13  -3,60%
Total  35.066.250.048,87  41.926.458.424,44  19,60%
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 56 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Tabela 27 – Receita Anual Permitida da Rede Básica (R$)  
Ref.: Jun-2022 
  
RBSE [1] 
RBNI [2] 
Acesso à RB [3] 
RBL [4] 
RMEL [5] 
TOTAL 
Rede Básica 
9.794.570.954,09 1.949.906.879,81 
8.152.568,64 20.807.113.305,87 153.478.765,87 32.713.222.474,28 
RB de Fronteira 
1.609.502.203,55 
903.370.019,41 
0,00 
799.947.451,15 
71.802.165,89 
3.384.621.840,00 
TOTAL 
11.404.073.157,64 2.853.276.899,22 
8.152.568,64 21.607.060.757,02 225.280.931,76 36.097.844.314,28 
 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta denominação. 
[2] Receitas de novas instalações autorizadas. 
[3] Receitas de conexões à Rede Básica. 
[4] Receitas das instalações licitadas. 
[5] Receitas das melhorias. 
Tabela 28 - Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão (R$) 
Ref.: Jun-2022 
  
RPC [1] 
RCDM [2] 
RPEC [3] 
RMEL [4] 
TOTAL 
DIT compartilhada 
519.281.312,10 
199.690.624,10 
20.493.551,85 
6.633.127,61 
746.098.615,66 
DIT de uso exclusivo 
2.292.707.113,40 
399.780.921,34 
185.102.122,18 
30.235.993,60 
2.907.826.150,52 
TOTAL 
2.811.988.425,50 
599.471.545,44 
205.595.674,03 
36.869.121,21 
3.653.924.766,18 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta denominação. 
[2] Receitas de novas instalações autorizadas. 
[3] Receitas das instalações licitadas. 
[4] Receitas das melhorias. 
Tabela 29 – Receita Anual Permitida das Instalações de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração (R$) 
Ref.: Jun-2022 
RICG [1] 
RICGNI [2] 
RIEG [3] 
TOTAL 
91.928.100,12 
31.069.243,11 
30.633.812,13 
153.631.155,36 
[1] Receita relativa às ICG licitadas. 
[2] Receitas de novas ICG autorizadas. 
[3] Receita relativa às IEG licitadas. 
Tabela 30 – Receita Anual Permitida das Interligações Internacionais (R$) 
Ref.: Jun-2022 
REQ [1] 
REQNI [2] 
RMEL [3] 
TOTAL 
380.950.337,75 
14.763.835,60 
163.582,89 
395.877.756,24 
[1] Receita relativa às interligações internacionais equiparadas. 
[2] Receitas de novas instalações de interligações internacionais autorizadas. 
[3] Receitas das melhorias. 
233. 
A Tabela 31 relaciona, em ordem decrescente, a Receita Anual Permitida, referente às 
instalações em operação comercial em 30 de junho de 2022, das 198 empresas de transmissão, 
detentoras de 288 contratos de concessão. 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
            
Ref.: Jun-2022            
            
  RBSE [1]  RBNI [2]  Acesso à RB [3]  RBL [4]  RMEL [5]  TOTAL
            
            
  9.794.570.954,09  1.949.906.879,81  8.152.568,64  20.807.113.305,87  153.478.765,87  32.713.222.474,28
  1.609.502.203,55  903.370.019,41  0,00  799.947.451,15  71.802.165,89  3.384.621.840,00
  11.404.073.157,64  2.853.276.899,22  8.152.568,64  21.607.060.757,02  225.280.931,76  36.097.844.314,28
TOTAL            
            
          
Ref.: Jun-2022          
          
  RPC [1]    RPEC [3]  RMEL [4]  
    RCDM [2]      TOTAL
          
  519.281.312,10  199.690.624,10  20.493.551,85  6.633.127,61  
          746.098.615,66
          
  2.292.707.113,40  399.780.921,34  185.102.122,18  30.235.993,60  
          2.907.826.150,52
          
TOTAL  2.811.988.425,50    205.595.674,03  36.869.121,21  
    599.471.545,44      3.653.924.766,18
          
RICG [1]  RICGNI [2]  RIEG [3]  TOTAL
91.928.100,12  31.069.243,11  30.633.812,13  153.631.155,36
REQ [1]  REQNI [2]  RMEL [3]  
      TOTAL
      
380.950.337,75  14.763.835,60  163.582,89  
      395.877.756,24
      
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 57 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
 
Tabela 31 - Empresas detentoras de contratos de concessão e suas respectivas receitas 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/22 
1 
Furnas-Centrais Elétricas S.A. 
5.470.234.028,77 
2 
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 
4.109.533.412,88 
3 
COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA 
3.047.436.531,46 
4 
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. ELETRONORTE 
2.538.516.344,61 
5 
TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A 
1.834.320.280,50 
6 
XINGU RIO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
1.577.545.571,55 
7 
Companhia De Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil - ELETROBRAS 
CGT ELETROSUL 
1.437.740.360,23 
8 
COMPANHIA ESTADUAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-T 
956.037.362,74 
9 
CEMIG Geração e Transmissão S.A. 
870.622.453,97 
10 
Copel Geração E Transmissão S.A. 
824.228.561,27 
11 
BELO MONTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A. 
760.583.714,74 
12 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO MADEIRA S/A 
667.060.181,38 
13 
ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
580.939.982,71 
14 
PARANAÍTA RIBEIRÃOZINHO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
471.525.290,20 
15 
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A 
396.747.689,51 
16 
ENEL CIEN S.A 
395.877.756,24 
17 
NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
351.991.425,58 
18 
MANTIQUEIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
309.321.399,60 
19 
MATA DE SANTA GENEBRA TRANSMISSÃO S.A 
300.256.558,14 
20 
TRANSMISSORA PARAÍSO DE ENERGIA S.A. 
287.858.927,42 
21 
CHIMARRÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
279.044.170,49 
22 
EDP TRANSMISSÃO SP-MG S.A. 
277.589.842,79 
23 
GRALHA AZUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
274.398.540,15 
24 
MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A 
262.633.415,32 
25 
CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. 
254.658.733,59 
26 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 4 SPE S.A. 
248.458.948,78 
27 
TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A. 
245.798.759,43 
28 
JANAÚBA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A 
233.767.209,26 
29 
EDP TRANSMISSÃO ALIANÇA SC S.A. 
232.439.555,24 
30 
NOVO ESTADO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
224.571.412,75 
31 
ITUMBIARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
216.652.830,71 
32 
MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
206.448.116,25 
33 
Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A 
204.243.017,81 
34 
TRANSMISSORA SERTANEJA DE ELETRICIDADE S.A. 
198.266.513,80 
35 
INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
196.322.755,16 
36 
TRANSMISSORA CAMINHO DO CAFÉ S.A. 
195.432.956,05 
37 
Expansion Transmissão de Energia Elétrica S.A 
183.350.989,07 
38 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A. 
177.108.500,47 
39 
PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
174.617.524,70 
40 
VEREDAS TRANSMISSORA DE ELETRICIDADE S.A. 
174.570.643,56 
41 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO BAIANA S.A 
171.476.180,42 
42 
Sistema de Transmissão Nordeste S.A 
168.798.799,32 
43 
NEOENERGIA JALAPÃO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
166.813.494,76 
44 
SERRA DA MESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
157.518.795,56 
45 
LINHAS DE XINGU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
156.351.899,56 
46 
GIOVANNI SANGUINETTI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
154.407.252,55 
47 
TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE ENERGIA S.A. - TSLE 
147.045.679,30 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Posição  Empresa    RAP (R$)  
      Ref.: Jun/22  
1  Furnas-Centrais Elétricas S.A.  5.470.234.028,77    
2  Companhia Hidro Elétrica do São Francisco  4.109.533.412,88    
3  COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA  3.047.436.531,46    
4  Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. ELETRONORTE  2.538.516.344,61    
5  TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A  1.834.320.280,50    
6  XINGU RIO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  1.577.545.571,55    
7  Companhia De Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil - ELETROBRAS
CGT ELETROSUL  1.437.740.360,23    
8  COMPANHIA ESTADUAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-T  956.037.362,74    
9  CEMIG Geração e Transmissão S.A.  870.622.453,97    
10  Copel Geração E Transmissão S.A.  824.228.561,27    
11  BELO MONTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A.  760.583.714,74    
12  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO MADEIRA S/A  667.060.181,38    
13  ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  580.939.982,71    
14  PARANAÍTA RIBEIRÃOZINHO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  471.525.290,20    
15  Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A  396.747.689,51    
16  ENEL CIEN S.A  395.877.756,24    
17  NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  351.991.425,58    
18  MANTIQUEIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  309.321.399,60    
19  MATA DE SANTA GENEBRA TRANSMISSÃO S.A  300.256.558,14    
20  TRANSMISSORA PARAÍSO DE ENERGIA S.A.  287.858.927,42    
21  CHIMARRÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  279.044.170,49    
22  EDP TRANSMISSÃO SP-MG S.A.  277.589.842,79    
23  GRALHA AZUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  274.398.540,15    
24  MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A  262.633.415,32    
25  CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A.  254.658.733,59    
26  EQUATORIAL TRANSMISSORA 4 SPE S.A.  248.458.948,78    
27  TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A.  245.798.759,43    
28  JANAÚBA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A  233.767.209,26    
29  EDP TRANSMISSÃO ALIANÇA SC S.A.  232.439.555,24    
30  NOVO ESTADO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  224.571.412,75    
31  ITUMBIARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A  216.652.830,71    
32  MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  206.448.116,25    
33  Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A  204.243.017,81    
34  TRANSMISSORA SERTANEJA DE ELETRICIDADE S.A.  198.266.513,80    
35  INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A  196.322.755,16    
36  TRANSMISSORA CAMINHO DO CAFÉ S.A.  195.432.956,05    
37  Expansion Transmissão de Energia Elétrica S.A  183.350.989,07    
38  EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A.  177.108.500,47    
39  PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  174.617.524,70    
40  VEREDAS TRANSMISSORA DE ELETRICIDADE S.A.  174.570.643,56    
41  EMPRESA DE TRANSMISSÃO BAIANA S.A  171.476.180,42    
42  Sistema de Transmissão Nordeste S.A  168.798.799,32    
43  NEOENERGIA JALAPÃO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  166.813.494,76    
44  SERRA DA MESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  157.518.795,56    
45  LINHAS DE XINGU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  156.351.899,56    
46  GIOVANNI SANGUINETTI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  154.407.252,55    
47  TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE ENERGIA S.A. - TSLE  147.045.679,30    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 58 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/22 
48 
LT Triângulo S.A 
146.710.187,04 
49 
ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
144.195.861,30 
50 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 6 SPE S.A. 
142.154.387,33 
51 
LINHAS DE MACAPÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
140.225.862,77 
52 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 3 SPE S.A. 
137.705.647,66 
53 
EMPRESA SUDESTE DE TRANSMISSAO DE ENERGIA S.A. 
135.205.243,99 
54 
TRANSMISSORA SERRA DA MANTIQUEIRA S.A. 
134.072.376,85 
55 
CANTAREIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
133.641.646,95 
56 
GUARACIABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
130.731.820,57 
57 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA GARANHUNS S.A 
127.188.806,61 
58 
PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
123.158.085,82 
59 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 7 SPE S.A. 
120.419.837,54 
60 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 5 SPE S.A. 
114.641.530,81 
61 
SERRA DE IBIAPABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S A 
113.634.922,04 
62 
TROPICALIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
104.935.520,00 
63 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 1 SPE S.A. 
104.144.987,17 
64 
ARGO III TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
98.004.480,59 
65 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA AIMORÉS S.A 
95.624.324,21 
66 
EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A. 
94.466.027,63 
67 
SPE SANTA LUCIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
90.689.270,45 
68 
ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
89.819.720,24 
69 
EDP TRANSMISSÃO MA I S.A. 
89.644.730,53 
70 
Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A 
89.206.683,55 
71 
NEOENERGIA DOURADOS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
88.627.185,94 
72 
Linhas de Transmissão do Itatim S.A 
88.065.492,92 
73 
ARGO IV TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
86.442.450,32 
74 
ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
86.267.425,22 
75 
Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A 
86.237.599,58 
76 
Jauru Transmissora de Energia S.A 
85.038.903,61 
77 
EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
83.645.437,54 
78 
MIRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELETRICA S/A 
83.269.765,28 
79 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A. 
83.180.272,91 
80 
GOIÁS TRANSMISSÃO S.A 
82.240.484,74 
81 
CANARANA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
81.976.959,47 
82 
CACHOEIRA PAULISTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
78.634.269,73 
83 
TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A 
77.975.030,12 
84 
CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
77.222.252,34 
85 
NEOENERGIA SANTA LUZIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
75.893.520,56 
86 
LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA SA 
75.225.218,83 
87 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S A 
73.026.818,74 
88 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA AGUAPEI S.A. 
72.615.015,86 
89 
Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A 
70.368.333,91 
90 
ETAP EMPRESA TRANSMISSORA AGRESTE POTIGUAR S.A. 
68.070.809,25 
91 
VILA DO CONDE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
67.971.557,67 
92 
TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A. 
65.110.468,89 
93 
SÃO PEDRO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
64.729.160,91 
94 
BRILHANTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
63.238.959,58 
95 
ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. 
62.660.630,67 
96 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAQUERE S.A. 
62.475.688,43 
97 
MGE TRANSMISSÃO S.A. 
61.891.928,67 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Posição  Empresa    RAP (R$)  
      Ref.: Jun/22  
48  LT Triângulo S.A  146.710.187,04    
49  ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  144.195.861,30    
50  EQUATORIAL TRANSMISSORA 6 SPE S.A.  142.154.387,33    
51  LINHAS DE MACAPÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  140.225.862,77    
52  EQUATORIAL TRANSMISSORA 3 SPE S.A.  137.705.647,66    
53  EMPRESA SUDESTE DE TRANSMISSAO DE ENERGIA S.A.  135.205.243,99    
54  TRANSMISSORA SERRA DA MANTIQUEIRA S.A.  134.072.376,85    
55  CANTAREIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  133.641.646,95    
56  GUARACIABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  130.731.820,57    
57  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA GARANHUNS S.A  127.188.806,61    
58  PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  123.158.085,82    
59  EQUATORIAL TRANSMISSORA 7 SPE S.A.  120.419.837,54    
60  EQUATORIAL TRANSMISSORA 5 SPE S.A.  114.641.530,81    
61  SERRA DE IBIAPABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S A  113.634.922,04    
62  TROPICALIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  104.935.520,00    
63  EQUATORIAL TRANSMISSORA 1 SPE S.A.  104.144.987,17    
64  ARGO III TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  98.004.480,59    
65  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA AIMORÉS S.A  95.624.324,21    
66  EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A.  94.466.027,63    
67  SPE SANTA LUCIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  90.689.270,45    
68  ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  89.819.720,24    
69  EDP TRANSMISSÃO MA I S.A.  89.644.730,53    
70  Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A  89.206.683,55    
71  NEOENERGIA DOURADOS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  88.627.185,94    
72  Linhas de Transmissão do Itatim S.A  88.065.492,92    
73  ARGO IV TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  86.442.450,32    
74  ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  86.267.425,22    
75  Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A  86.237.599,58    
76  Jauru Transmissora de Energia S.A  85.038.903,61    
77  EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  83.645.437,54    
78  MIRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELETRICA S/A  83.269.765,28    
79  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A.  83.180.272,91    
80  GOIÁS TRANSMISSÃO S.A  82.240.484,74    
81  CANARANA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  81.976.959,47    
82  CACHOEIRA PAULISTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  78.634.269,73    
83  TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A  77.975.030,12    
84  CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  77.222.252,34    
85  NEOENERGIA SANTA LUZIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  75.893.520,56    
86  LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA SA  75.225.218,83    
87  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S A  73.026.818,74    
88  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA AGUAPEI S.A.  72.615.015,86    
89  Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A  70.368.333,91    
90  ETAP EMPRESA TRANSMISSORA AGRESTE POTIGUAR S.A.  68.070.809,25    
91  VILA DO CONDE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  67.971.557,67    
92  TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A.  65.110.468,89    
93  SÃO PEDRO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  64.729.160,91    
94  BRILHANTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  63.238.959,58    
95  ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A.  62.660.630,67    
96  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAQUERE S.A.  62.475.688,43    
97  MGE TRANSMISSÃO S.A.  61.891.928,67    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 59 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/22 
98 
LINHAS DE ENERGIA DO SERTÃO TRANSMISSORA S.A. 
61.379.368,96 
99 
AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. 
61.126.307,14 
100 
Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A 
60.795.200,76 
101 
SÃO JOÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
60.170.277,36 
102 
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. 
59.063.304,46 
103 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE E NORDESTE S/A 
58.996.325,00 
104 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ALTO URUGUAI S.A. 
57.205.157,76 
105 
POÇOS DE CALDAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
55.222.492,48 
106 
LINHAS DE TRANSMISSÃO DE MONTES CLAROS S.A. 
54.688.667,07 
107 
ARGO II TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
53.700.530,34 
108 
TRIÂNGULO MINEIRO TRANSMISSORA S.A. 
50.944.259,25 
109 
RIBEIRÃO PRETO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
50.515.338,55 
110 
ENERGISA GOIÁS TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. 
49.650.805,60 
111 
INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
48.434.683,39 
112 
VALE DO SÃO BARTOLOMEU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
47.246.753,84 
113 
SE VINEYARDS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
46.714.095,36 
114 
Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A 
46.503.005,88 
115 
SUBESTAÇÃO ÁGUA AZUL SPE S.A. 
44.600.881,54 
116 
ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A. 
43.589.510,75 
117 
COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO 
43.521.311,60 
118 
Sistema de Transmissão Catarinense S.A 
43.268.098,19 
119 
AETE - AMAZÔNIA EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
43.051.289,05 
120 
EDP TRANSMISSÃO MA II S.A. 
40.853.865,76 
121 
ETC - EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A. 
39.528.636,41 
122 
GUAÍRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
37.957.523,83 
123 
CGI - TRANSMISSORA CAMPINA GRANDE IGARAÇU S.A. 
37.133.728,63 
124 
COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO 
37.004.414,15 
125 
LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A. 
35.616.184,39 
126 
BRASNORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
34.262.058,58 
127 
ARCOVERDE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
33.278.314,22 
128 
IRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA S. A. 
33.065.367,95 
129 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A 
32.981.878,77 
130 
CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
32.157.600,83 
131 
POTIGUAR SUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
31.928.869,19 
132 
EVOLTZ VI - CAMPOS NOVOS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
31.723.266,28 
133 
COMPANHIA DE TRANSMISSÃO CENTROESTE DE MINAS 
31.558.171,51 
134 
ARARAQUARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
30.488.658,56 
135 
Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica 
30.338.181,38 
136 
SPE SANTA MARIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
28.294.426,17 
137 
UIRAPURU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 
28.181.489,03 
138 
TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A. 
27.924.313,16 
139 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A. 
27.668.749,07 
140 
EDP TRANSMISSÃO S.A. 
27.547.280,28 
141 
Transenergia São Paulo S.A. 
27.452.364,71 
142 
EVOLTZ IV - SÃO MATEUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
27.325.261,72 
143 
MARUMBI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
26.247.326,23 
144 
SE NARANDIBA S.A. 
25.514.759,93 
145 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DE MINAS GERAIS S.A. 
25.283.369,88 
146 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A. 
25.273.734,22 
147 
TRANSMISSORA DE ENERGIA CAMPINAS-ITATIBA SPE S.A. 
24.843.421,88 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Posição  Empresa    RAP (R$)  
      Ref.: Jun/22  
98  LINHAS DE ENERGIA DO SERTÃO TRANSMISSORA S.A.  61.379.368,96    
99  AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.  61.126.307,14    
100  Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A  60.795.200,76    
101  SÃO JOÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  60.170.277,36    
102  Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A.  59.063.304,46    
103  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE E NORDESTE S/A  58.996.325,00    
104  EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ALTO URUGUAI S.A.  57.205.157,76    
105  POÇOS DE CALDAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  55.222.492,48    
106  LINHAS DE TRANSMISSÃO DE MONTES CLAROS S.A.  54.688.667,07    
107  ARGO II TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  53.700.530,34    
108  TRIÂNGULO MINEIRO TRANSMISSORA S.A.  50.944.259,25    
109  RIBEIRÃO PRETO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  50.515.338,55    
110  ENERGISA GOIÁS TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A.  49.650.805,60    
111  INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  48.434.683,39    
112  VALE DO SÃO BARTOLOMEU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  47.246.753,84    
113  SE VINEYARDS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  46.714.095,36    
114  Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A  46.503.005,88    
115  SUBESTAÇÃO ÁGUA AZUL SPE S.A.  44.600.881,54    
116  ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A.  43.589.510,75    
117  COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO  43.521.311,60    
118  Sistema de Transmissão Catarinense S.A  43.268.098,19    
119  AETE - AMAZÔNIA EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  43.051.289,05    
120  EDP TRANSMISSÃO MA II S.A.  40.853.865,76    
121  ETC - EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A.  39.528.636,41    
122  GUAÍRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  37.957.523,83    
123  CGI - TRANSMISSORA CAMPINA GRANDE IGARAÇU S.A.  37.133.728,63    
124  COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO  37.004.414,15    
125  LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A.  35.616.184,39    
126  BRASNORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A  34.262.058,58    
127  ARCOVERDE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  33.278.314,22    
128  IRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA S. A.  33.065.367,95    
129  EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A  32.981.878,77    
130  CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  32.157.600,83    
131  POTIGUAR SUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  31.928.869,19    
132  EVOLTZ VI - CAMPOS NOVOS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  31.723.266,28    
133  COMPANHIA DE TRANSMISSÃO CENTROESTE DE MINAS  31.558.171,51    
134  ARARAQUARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  30.488.658,56    
135  Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica  30.338.181,38    
136  SPE SANTA MARIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  28.294.426,17    
137  UIRAPURU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A  28.181.489,03    
138  TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A.  27.924.313,16    
139  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A.  27.668.749,07    
140  EDP TRANSMISSÃO S.A.  27.547.280,28    
141  Transenergia São Paulo S.A.  27.452.364,71    
142  EVOLTZ IV - SÃO MATEUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  27.325.261,72    
143  MARUMBI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  26.247.326,23    
144  SE NARANDIBA S.A.  25.514.759,93    
145  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DE MINAS GERAIS S.A.  25.283.369,88    
146  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A.  25.273.734,22    
147  TRANSMISSORA DE ENERGIA CAMPINAS-ITATIBA SPE S.A.  24.843.421,88    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 60 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/22 
148 
EDP TRANSMISSÃO LITORAL SUL S.A. 
24.034.405,56 
149 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ESPÍRITO SANTO S.A. - ETES 
23.580.845,35 
150 
EVOLTZ V - LONDRINA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
23.139.295,90 
151 
COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO 
22.935.685,99 
152 
ENERGISA AMAZONAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
22.762.018,92 
153 
ARTEON Z2 ENERGIA S.A. 
21.935.279,26 
154 
LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA TRANSMISSORA S.A 
21.659.784,50 
155 
Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A 
21.563.467,74 
156 
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA TIBAGI S.A. 
21.446.088,95 
157 
EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA. 
20.508.854,39 
158 
MARIANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. 
19.837.263,46 
159 
ETENE - EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA DO NORDESTE S/A 
19.322.971,97 
160 
ASSÚ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
19.105.440,83 
161 
ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
19.080.313,74 
162 
ATLÂNTICO - CONCESSIONARIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO BRASIL S. A. 
18.482.682,55 
163 
CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MORRO AGUDO LTDA. 
18.337.320,96 
164 
COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
18.285.184,24 
165 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE VÁRZEA GRANDE S.A. - ETVG 
18.282.770,55 
166 
SANT'ANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A 
18.067.696,57 
167 
EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. - ETEM 
18.052.154,94 
168 
EVOLTZ VII - FOZ DO IGUAÇU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
17.995.324,11 
169 
NEOENERGIA ATIBAIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
17.962.851,26 
170 
PEDRAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
17.740.643,19 
171 
NEOENERGIA BIGUAÇU TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
17.660.503,74 
172 
Empresa Santos Dumont de Energia S.A. 
17.519.697,32 
173 
OURILÂNDIA DO NORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
16.613.817,32 
174 
NEOENERGIA SOBRAL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 
16.351.015,59 
175 
TRANSENERGIA GOIÁS S.A. 
15.968.699,66 
176 
LAGOA NOVA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A 
15.519.018,66 
177 
CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA PIRACICABA LTDA. 
14.844.215,80 
178 
ARTEON Z1 ENERGIA S.A. 
12.588.672,33 
179 
ENERGISA PARANAÍTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
12.188.471,94 
180 
ARTEON Z3 ENERGIA S.A. 
12.035.207,07 
181 
PANTANAL TRANSMISSAO S.A. 
11.374.102,44 
182 
TRANSMISSORA PORTO ALEGRENSE DE ENERGIA S/A 
11.012.064,98 
183 
Light Energia S.A. 
10.817.933,81 
184 
BRE 3 IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE 
PROPÓSITO ESPECÍFICO LTDA 
10.404.776,54 
185 
CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MARACANAÚ LTDA. 
10.255.207,96 
186 
EVOLTZ VIII - TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
9.939.919,98 
187 
FIRMINÓPOLIS TRANSMISSÃO S.A. 
9.793.362,43 
188 
BRE IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE PROPÓSITO 
ESPECÍFICO LTDA 
9.644.732,62 
189 
COLINAS TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A 
9.364.298,90 
190 
Coqueiros Transmissora de Energia S.A 
9.187.132,35 
191 
TRANSNORTE ENERGIA S.A 
9.003.336,69 
192 
SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
8.884.693,56 
193 
SÃO GOTARDO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 
6.662.075,91 
194 
CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A. 
6.586.258,03 
195 
TRANSMISSORA AMAPAR SPE S.A. 
5.570.563,17 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Posição  Empresa    RAP (R$)  
      Ref.: Jun/22  
148  EDP TRANSMISSÃO LITORAL SUL S.A.  24.034.405,56    
149  EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ESPÍRITO SANTO S.A. - ETES  23.580.845,35    
150  EVOLTZ V - LONDRINA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  23.139.295,90    
151  COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO  22.935.685,99    
152  ENERGISA AMAZONAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  22.762.018,92    
153  ARTEON Z2 ENERGIA S.A.  21.935.279,26    
154  LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA TRANSMISSORA S.A  21.659.784,50    
155  Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A  21.563.467,74    
156  INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA TIBAGI S.A.  21.446.088,95    
157  EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA.  20.508.854,39    
158  MARIANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.  19.837.263,46    
159  ETENE - EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA DO NORDESTE S/A  19.322.971,97    
160  ASSÚ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  19.105.440,83    
161  ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A  19.080.313,74    
162  ATLÂNTICO - CONCESSIONARIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO BRASIL S. A.  18.482.682,55    
163  CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MORRO AGUDO LTDA.  18.337.320,96    
164  COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  18.285.184,24    
165  EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE VÁRZEA GRANDE S.A. - ETVG  18.282.770,55    
166  SANT'ANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A  18.067.696,57    
167  EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. - ETEM  18.052.154,94    
168  EVOLTZ VII - FOZ DO IGUAÇU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  17.995.324,11    
169  NEOENERGIA ATIBAIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  17.962.851,26    
170  PEDRAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A  17.740.643,19    
171  NEOENERGIA BIGUAÇU TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  17.660.503,74    
172  Empresa Santos Dumont de Energia S.A.  17.519.697,32    
173  OURILÂNDIA DO NORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  16.613.817,32    
174  NEOENERGIA SOBRAL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.  16.351.015,59    
175  TRANSENERGIA GOIÁS S.A.  15.968.699,66    
176  LAGOA NOVA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A  15.519.018,66    
177  CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA PIRACICABA LTDA.  14.844.215,80    
178  ARTEON Z1 ENERGIA S.A.  12.588.672,33    
179  ENERGISA PARANAÍTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  12.188.471,94    
180  ARTEON Z3 ENERGIA S.A.  12.035.207,07    
181  PANTANAL TRANSMISSAO S.A.  11.374.102,44    
182  TRANSMISSORA PORTO ALEGRENSE DE ENERGIA S/A  11.012.064,98    
183  Light Energia S.A.  10.817.933,81    
184  BRE 3 IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE
PROPÓSITO ESPECÍFICO LTDA  10.404.776,54    
185  CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MARACANAÚ LTDA.  10.255.207,96    
186  EVOLTZ VIII - TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  9.939.919,98    
187  FIRMINÓPOLIS TRANSMISSÃO S.A.  9.793.362,43    
188  BRE IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE PROPÓSITO
ESPECÍFICO LTDA  9.644.732,62    
189  COLINAS TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A  9.364.298,90    
190  Coqueiros Transmissora de Energia S.A  9.187.132,35    
191  TRANSNORTE ENERGIA S.A  9.003.336,69    
192  SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.  8.884.693,56    
193  SÃO GOTARDO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A  6.662.075,91    
194  CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A.  6.586.258,03    
195  TRANSMISSORA AMAPAR SPE S.A.  5.570.563,17    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 61 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
Posição 
Empresa 
RAP (R$) 
Ref.: Jun/22 
196 
MEZ 5 ENERGIA LTDA. 
5.316.162,28 
197 
LAGO AZUL TRANSMISSÃO S.A. 
5.257.486,03 
198 
SIMÕES TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. 
1.487.365,28 
TOTAL 
40.301.277.992,06 
 
234. 
O Anexo I apresenta, por contrato de concessão, os resultados consolidados das 
atualizações das Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão de energia elétrica com 
vigência a partir de 1º de julho de 2022. Além disso, nos Anexos II e III são apresentados, de maneira 
detalhada, os encargos de conexão de DIT de uso exclusivo de distribuidoras e de DIT de uso exclusivo de 
geradores e consumidores, respectivamente. 
 
235. 
Os valores das Receitas Anuais Permitidas de concessionárias de transmissão licitadas que 
entrarão em operação comercial durante do período 2022-2023 são apresentados no Anexo IV. 
 
236. 
Os valores das Receitas Anuais Permitidas das instalações de transmissão licitadas e 
autorizadas previstas para entrarem em operação comercial ao longo do período 2022-2023 são 
apresentados no Anexo V. 
 
237. 
No Anexo VI são apresentados, por contrato de concessão, os valores da Parcela de Ajuste 
para o período 2022-2023. 
 
238. 
Os valores dos encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG são apresentados 
no Anexo VII. 
 
239. 
No Anexo VIII são apresentadas as parcelas de RAP referentes às Interligações 
Internacionais com suas respectivas Parcelas de Ajuste. 
 
240. 
As transmissoras que, de acordo com seus respectivos contratos de concessão, não têm o 
valor referente ao dispêndio com PIS/Pasep e Cofins incluídas em sua RAP estão listadas no Anexo IX. 
 
241. 
Devido à necessidade de informar o detalhamento dos ativos de transmissão com as 
respectivas receitas, são apresentados no Anexo X, em planilhas eletrônicas, os ativos das concessionárias 
de transmissão com as respectivas receitas associadas em operação até 30 de junho 2022, bem como as 
instalações previstas para entrarem em operação durante o ciclo 2022-2023, e a lista dos ativos de 
conexão associados aos usuários e encargos a serem pagos. 
 
242. 
As instalações contidas no Anexo X estão em planilhas eletrônicas e representadas de 
acordo com classificação disposta pela Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, contemplando tanto 
as instalações integrantes da Rede Básica e Rede Básica Fronteira, quanto àquelas classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão. 
 
243. 
No Anexo XI são apresentadas as planilhas utilizadas no cálculo da PA, as geradas pelo 
SIGET, bem como planilhas auxiliares para conferência dos cálculos realizados no reajuste. 
 
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381
Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001842/2022-00
Posição    Empresa      RAP (R$)  
          Ref.: Jun/22  
196    MEZ 5 ENERGIA LTDA.    5.316.162,28    
197    LAGO AZUL TRANSMISSÃO S.A.    5.257.486,03    
198    SIMÕES TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.    1.487.365,28    
  TOTAL        40.301.277.992,06  
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 032B51190069E381

Pág. 62 da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022. 
 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
244. 
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. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
245. 
Diante do exposto, concluímos pelo estabelecimento das Receitas Anuais Permitidas 
visando remunerar a disponibilização das instalações de transmissão sob responsabilidade de 
concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica, para o período de 1º de julho de 
2022 a 30 de junho de 2023, conforme os anexos desta Nota Técnica. 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
246. 
Desta forma, recomendamos: 
 
(i) 
a publicação de Resolução Homologatória que estabeleça as Receitas Anuais 
Permitidas 
pela 
disponibilização 
das 
instalações 
de 
transmissão 
sob 
responsabilidade de concessionárias de transmissão de energia elétrica, com 
vigência a partir de 1º de julho de 2022, conforme Anexos I a IX desta Nota Técnica. 
 
(ii) 
a republicação da lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de modo 
a contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021 
e relacionados com o fim da equiparação da Conversora de Uruguaiana (PRT MME 
nº 624/2014), para fins de adequação do registro. 
 
(Assinado digitalmente) 
WENDELL CASSEMIRO DA SILVA 
Técnico Administrativo 
(Assinado digitalmente) 
ANDRÉ LUCIO NEVES 
Especialista em Regulação 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DENIS PEREZ JANNUZZI 
Especialista em Regulação 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
Documento assinado digitalmente por Davi Antunes Lima, Superintendente de Gestão Tarifária, em 06/07/2022 às 11:18; Andre Lucio Neves, Coordenador(a)
Adjunto(a) Das Atividades de Gestão da Geração e Transmissão, em 06/07/2022 às 10:55; Wendell Cassemiro da Silva, Técnico Administrativo, em 06/07/2022 às
10:51; Denis Perez Jannuzzi, Coordenador(a) Das Atividades de Gestão da Geração e Transmissão, em 06/07/2022 às 10:43
Número: 48581.001842/2022-00