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Processo nº 48500.001200/2022-99 
VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.001200/2022-99 
 
INTERESSADO: CELG Geração e Transmissão S.A. – CELG GT 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição – SCT 
 
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento de parcela de Receita Anual Permitida - RAP pela 
realização de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da CELG Geração e 
Transmissão S.A., Contrato de Concessão n° 63/2001. 
I. RELATÓRIO 
1. 
O seguinte empreendimento foi incluído como reforço, sob a responsabilidade da 
CELG Geração e Transmissão S.A. – CELG GT, atualmente EDP Transmissão Goiás S.A., no Plano de 
Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica 2021, emitido pelo Ministério de Minas e Energia, 
conforme informações apresentadas a seguir, com data de necessidade imediata. 
• Substituição do ATR2 e ATR3 230/138 kV de 150 MVA por outros dois 
Autotransformadores de 225 MVA cada;  
• 1º ATF 230/138 kV, de (3+1R) x 75 MVA, com LTC; 
• 2º ATF 230/138 kV, de (3 x 75) MVA, com LTC; 
• 2 CT 230 kV, Arranjo BD5;  
• 2 CT 138 kV, Arranjo BD5;  
• MIM - 230 kV; 
• MIM - 138 kV 
2. 
O Operador Nacional do sistema Elétrico - ONS e a empresa de Pesquisa Energética - 
EPE encaminharam correspondência conjunta1, de 24 de fevereiro de 2022, pela qual reclassificou 
o presente reforço, anteriormente de prioridade P4 (eliminar corte de carga em contingência em 
capitais), para a prioridade P1, ou seja, visando eliminar a necessidade de corte de carga em 
condição normal de operação. 
 
1 CTA-ONS DPL 0347/2022 24/02/2022 e Ofício 0178/2022/DEE/EPE 48002.000489/2022-40 - SIC nº 
48526.001103/2022-00

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3. 
Por meio do Ofício nº 126/20222, de 10 de março de 2022, a Superintendência de 
Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT solicitou as informações 
detalhadas referentes ao empreendimento em tela, de acordo com o descrito no Submódulo 9.7 
dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET. 
4. 
Em resposta, a EDP Energias do Brasil S.A., na condição de holding da EDP 
Transmissão Goiás S.A. apresentou as informações solicitadas mediante carta3, datada de 30 de 
março de 2022. 
5. 
A SCT, mediante Nota Técnica nº 237/2022, de 31 de março de 2022, recomendou a 
autorização dos reforços na SE Xavantes para a CELG GT, contrato de concessão nº 63/2001, em 
conformidade ao disposto no Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica, ciclo 2021. 
6. 
É o relatório.  
II. FUNDAMENTAÇÃO 
7. 
Trata-se de autorização e estabelecimento de parcela de Receita Anual Permitida - 
RAP pela realização de reforços na subestação Xavantes, sob responsabilidade da CELG GT, Contrato 
de Concessão n° 63/2001. 
8. 
De acordo com a Nota Técnica nº 237/2022-SCT/ANEEL, os reforços em análise foram 
indicados no Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica 2021 (POTEE 2021). 
9. 
Quanto à prioridade de autorização dos reforços, tem-se que a ANEEL possui um 
passivo de aproximadamente 300 obras entre Reforços e Melhorias para autorização com 
estabelecimento prévio de receita, oriundas o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica 
– POTEE, definido pelo planejamento setorial. Dado a restrita capacidade anual de instrução dessas 
 
2 SIC 48526.001254/2022-00 
3 Carta CT-EDPE-027-2022 – SIC 48513.009480/2022-00

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obras, aliada aos novos empreendimentos consolidados a cada ano, foi solicitado ao ONS identificar 
quais obras são mais necessárias ao sistema, as quais devem ter sua autorização priorizada. 
10. 
Nesse sentido, o ONS e a EPE reclassificaram o presente reforço, anteriormente de 
prioridade P4 (eliminar corte de carga em contingência em capitais), para a prioridade P1, ou seja, 
visando eliminar a necessidade de corte de carga em condição normal de operação. 
11. 
A necessidade foi evidenciada pelo planejamento setorial, conforme consignado nas 
correspondências constantes dos autos, conforme transcrito a seguir: 
“18- Em razão do significativo impacto sistêmico e econômico decorrente do atraso do 
seccionamento da LD 138 kV Atlântico – Campinas na SE Carajás-138 kV, que é importante 
para o atendimento a uma capital, e devido ao longo histórico judicial que envolve a questão, 
listamos a seguir as principais ações que precisam ser viabilizadas pelas instituições com a 
máxima brevidade possível:  
18.1 - ANEEL: Estabelecer a máxima prioridade para a finalização do processo de outorga dos 
2 autotransformadores de 225 MVA da SE Xavantes. Na carta [k] encaminhada à ANEEL, esses 
transformadores foram classificados com prioridade P4 (necessidade de corte de carga em 
contingências em capitais), porém em virtude dos fatos aqui relatados e, devido à 
imprevisibilidade em relação à conclusão da obra de seccionamento, solicitamos a 
reclassificação da obra de P4 para P1 (necessidade de corte de carga em condição normal de 
operação)”. Trata-se, portanto, de uma obra de prioridade alta (“P1”).” 
12. 
No que tange à precificação do empreendimento, seja pelo Banco de Preços de 
Referência – BPR ou valor contábil, a Nota Técnica SCT nº 237/2022, detalha as condicionantes 
utilizadas na presente instrução, conforme regulamentação vigente no PRORET. 
13. 
Cabe observar, que nesta instrução se considera que quaisquer reforços de pequeno 
porte não vinculado ao grande porte, originários da autorização, devem seguir o rito ordinário de 
autorização e reconhecimento de receitas de pequeno porte detalhado em pormenor na Rotina 
Operacional Padrão constante da página eletrônica da ANEEL.

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14. 
Dessa forma, o Anexo da Resolução Autorizativa discriminará para cada item qual o 
tipo de precificação foi adotado para estimar o investimento, se pelo Banco de Preços ou orçamento 
da concessionária. 
15. 
Conforme consta no documento POTEE 2021, deverão ser substituídos o ATR2 e ATR3 
230/138 KV de 150 MVA por outros dois autotransformadores de 225 MVA cada, na SE Xavantes. 
16. 
Para esta autorização considerou-se os valores de investimento constantes no BPR 
da ANEEL para os módulos de equipamento (autotransformadores 230/138 kV, 75 MVA). Além 
disso, utilizou-se o valor informado pela transmissora para as obras de infraestrutura e conexões, 
138 kV e 230 kV em BD5, dos novos ATR2 e ATR3 na SE Xavantes, corrigido pelo IPCA para junho de 
2021. 
17. 
Em razão do arranjo barra dupla com cinco chaves – BD5 não estar padronizado no 
BPR, foi utilizado o valor do orçamento informado pela transmissora. Contudo, será posta 
observação na resolução autorizativa para que, vindo este arranjo a ser incluído no rol dos módulos 
presentes no BPR, na revisão tarifária para a definição da receita definitiva deste reforço, o valor 
base para a remuneração destas conexões seja o definido no BPR vigente e não o VOC. 
18. 
O prazo para execução deste reforço indicado pela transmissora foi de 30 meses, 
porém não foi apresentada a justificativa técnica para isso. Sendo assim, considerando a 
importância da obra e a prioridade indicada pelo planejamento setorial, o prazo de execução 
associado ao reforço foi utilizado o prazo médio para autorizações deste tipo de Função 
Transmissão, conforme a Nota Técnica nº 0835/2018-SCT/ANEEL, ou seja, 24 meses. 
19. 
Além disso, a transmissora indica ser necessário “o reposicionamento e substituição 
da unidade reserva de 50MVA visando o atendimento aos dois outros bancos existentes de 
150MVA”. Considerando que essa substituição não está consolidada no POTEE, ela não poderá ser 
autorizada juntamente com o reforço em pauta.

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20. 
O Submódulo 9.7, aprovado pela Resolução Normativa nº 1003 de 01 de fevereiro de 
2022, dispõe que a receita estabelecida nas Resoluções é devida à transmissora a partir da data da 
entrada em operação comercial do empreendimento. Nos períodos entre revisões as receitas 
associadas às melhorias e aos reforços têm caráter provisório, sendo redefinidas no processo de 
revisão subsequente à entrada em operação comercial do empreendimento, com efeitos 
retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço ou melhoria. A eventual diferença 
decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da transmissora em parcelas iguais até a 
revisão periódica da RAP subsequente. 
21. 
Conforme dispõe o Submódulo 9.1, aprovado pela Resolução Normativa nº 1003 de 
01 de fevereiro de 2022, o Custo Anual dos Ativos (CAA) das concessionárias com revisão periódica 
de toda a base de ativos, contemplando as parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM, dar-se-á pela soma 
das parcelas referentes à remuneração do capital, à depreciação e ao custo anual das instalações 
móveis e imóveis, anualizada para os períodos entre revisões. Assim, no cálculo do adicional de 
RAP foi adotado o perfil decrescente, apresentado no item 10.2 do Submódulo 9.7. 
22. 
Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP (RGR, 
TFSEE e P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7. Além dos encargos setoriais, a 
depender do contrato de concessão, poderão compor o adicional de RAP os valores relativos às 
contribuições PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei n.º 10.637, de 30 de dezembro de 2002, e 
na Lei n.º 10.833, de 29 de dezembro de 2003, com o correspondente tratamento tarifário na Lei 
n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.  
23. 
Em atendimento ao disposto no Art. 1º da Portaria nº 318, de 1º de agosto de 2018, 
o adicional de RAP é estabelecido considerando-se o impacto do Regime Especial de Incentivos para 
o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI, instituído pela Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007, 
conforme a Resolução Homologatória n° 1.706, de 8 de abril de 20144. 
 
4 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20141706.pdf

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24. 
De acordo com o Contrato de Concessão ANEEL n° 063/2001, a RAP a ser paga à 
transmissora não considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP e 
COFINS, valor este incluído pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS nos Avisos de Crédito 
– AVC e Avisos de Débito – AVD. Dessa forma, o adicional de RAP para a instalação dos reforços 
analisados por esta nota técnica foi calculado sem a aplicação da alíquota referente a esses tributos.  
25. 
A Tabela I apresenta os valores de investimentos utilizados pela ANEEL, o percentual 
de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando-se o perfil decrescente para 
recebimento de receita, e o enquadramento do empreendimento segundo a seção 3.1 do Módulo 
3 da REN n° 905, de 2020. 
Tabela I – Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$) 
Empreendimento 
Investimento  
O&M  
RAP 
REN 
905/2020 
SE Xavantes 
Substituição do ATR2 e ATR3 230/138 kV de 150 MVA 
por outros dois Autotransformadores de 225 MVA cada.  
1º ATF 230/138 kV, de (3+1R) x 75 MVA, com LTC 
2º ATF 230/138 kV, de (3 x 75) MVA, com LTC  
2 CT 230 kV, Arranjo BD5  
2 CT 138 kV, Arranjo BD5  
MIM - 230 kV  
MIM - 138 kV 
89.664.199,00 
2,0% 
13.806.870,01 
4.1,a. 
Total 
89.664.199,00 
--- 
13.806.870,01 
--- 
Referência de preço: junho de 2021. 
Fonte: Nota Técnica nº 237/2022-SCT/ANEEL 
26. 
Os reforços indicados representam valores de investimentos de R$ 89.664.199,00 
(oitenta e nove milhões, seiscentos e sessenta e quatro mil, cento e noventa e nove reais), a preços 
de junho de 2021, para os quais foi calculado adicional de RAP no total de R$ 13.806.870,01 (treze 
milhões, oitocentos e seis mil, oitocentos e setenta reais e um centavo).
Empreendimento      Investimento      O&M      RAP        REN  
                          905/2020  
SE Xavantes
Substituição do ATR2 e ATR3 230/138 kV de 150 MVA
por outros dois Autotransformadores de 225 MVA cada.
1º ATF 230/138 kV, de (3+1R) x 75 MVA, com LTC
2º ATF 230/138 kV, de (3 x 75) MVA, com LTC
2 CT 230 kV, Arranjo BD5
2 CT 138 kV, Arranjo BD5
MIM - 230 kV
MIM - 138 kV      89.664.199,00      2,0%      13.806.870,01      4.1,a.    
  Total      89.664.199,00      ---      13.806.870,01      ---  

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III. DIREITO 
27. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
b) Decreto nº 1.717, de 24 de novembro de 1995; 
c) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
d) Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; 
e) Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; 
f) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 
g) Resoluções Normativas nº 67 e  nº 68, ambas de 8 de junho de 2004 
h) Resolução Normativa n° 905, de 08 de dezembro de 2020; e  
i) Resolução Normativa nº 1.003, de 01 de fevereiro de 2022. 
 
IV. DISPOSITIVO 
28. 
Diante do exposto e do que consta no Processo no 48500.001200/2022-99, voto por 
voto pela emissão da Resolução Autorizativa anexa, que autoriza a CELG Geração e Transmissão - 
Contrato de Concessão n° 63/2001, a realizar os reforços em instalações de transmissão sob sua 
responsabilidade, estabelecendo o correspondente valor das parcelas da Receita Anual Permitida – 
RAP, a preços de junho de 2021. 
 
Brasília, 12 de abril de 2022. 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor