PRORET — Proret Submod 9.7 V 1.2C aren20221003

## **ANEXO LXIII** 

**Módulo 9: Concessionárias de Transmissão** 

## **Submódulo 9.7** 

**IMPLEMENTAÇÃO DE MELHORIAS E REFORÇOS EM INSTALAÇÕES SOB RESPONSABILIDADE DE CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO** 

**Versão 1.2 C** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer os procedimentos para a implementação de melhorias e reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica e as metodologias aplicáveis no cálculo da parcela adicional de Receita Anual Permitida – RAP. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Aplica-se a todas as concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica quando da implementação de melhorias e reforços em instalações integrantes do Sistema Interligado Nacional – SIN. 

## **3. PROCESSO DE IMPLEMENTAÇÃO DE MELHORIAS** 

3. As melhorias a serem realizadas em instalações sob responsabilidade de concessionárias de transmissão constam no “Plano de Modernização de Instalações”, elaborado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, e no documento “Consolidação de Obras”, publicado pelo Ministério de Minas e Energia – MME, conforme Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-la. 

4. Com base na “Consolidação de Obras”, a ANEEL conduz os processos de implementação das melhorias, que resultam na emissão de Resolução com estabelecimento prévio de receita adicional. Para as melhorias constantes do “Plano de Modernização de Instalações”, eventual receita adicional será estabelecida no processo de revisão de Receita Anual Permitida – RAP. 

## **4. PROCESSO DE AUTORIZAÇÃO DE REFORÇOS** 

5. Os reforços a serem realizados em instalações sob responsabilidade de concessionárias de transmissão constam no documento “Consolidação de Obras”, publicado pelo Ministério de Minas e Energia – MME. 

6. Com base nesse documento, a ANEEL conduz os processos de autorização de reforços, que resultam na emissão de Resolução Autorizativa à concessionária responsável pelas respectivas instalações, com receita adicional estabelecida previamente ou à época do reajuste anual subsequente, conforme estabelece as Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-la. 

## **5. ENVIO DE INFORMAÇÕES** 

7. A ANEEL poderá solicitar às transmissoras responsáveis informações necessárias aos processos de implementação de melhorias e reforços, com prazo para envio estabelecido no Ofício de solicitação. 

8. O envio das informações não gera direito a ressarcimento de custos. 

9. As informações devem conter o seguinte detalhamento: 

a) Informações gerais do empreendimento conforme modelo do Anexo I; 

b) Ficha técnica de cada subestação relacionada ao empreendimento contendo as características básicas dos módulos e equipamentos associados ao empreendimento conforme modelo do Anexo II, quando aplicável; 

c) Ficha técnica de cada linha de transmissão relacionada ao empreendimento conforme modelo do Anexo III, quando aplicável; 

d) Descrição detalhada do empreendimento destacando todos os pontos necessários ao processo de autorização; 

▪ Em caso de repotenciação de equipamentos, as características dos equipamentos existentes e previstos descrevendo as principais atividades a serem executadas; 

▪ Em caso de remanejamento ou substituição de equipamentos, a origem e o destino do equipamento, seu número de série e se haverá aproveitamento de infraestrutura (bases, pórticos etc.); 

▪ Em caso de recapacitação ou reconstrução de linha de transmissão ou barramento de subestação, as características atuais e futuras da linha de transmissão ou do barramento e a justificativa técnica da opção pela recapacitação ou reconstrução, descrevendo as atividades a serem executadas e os materiais necessários. 

e) No caso de seccionamento de linhas de transmissão, indicar: 

▪ Nome e características do circuito a ser seccionado, especificando número do circuito, comprimento, tensão de operação, tipo de cabo condutor e para-raios etc.; 

▪ Nome e localização da subestação seccionadora; 

▪ Comprimento de linha a ser construído entre o ponto de seccionamento e a subestação seccionadora; 

▪ Distância entre o ponto de seccionamento e cada uma das subestações das extremidades do circuito seccionado. 

f) Diagrama Unifilar Atualizado destacando os tipos das instalações: Futuras; Existentes; a Executar ou a Retirar, com identificação do empreendimento em questão; 

g) Planta de Localização e de Arranjo Físico de Equipamentos (atual e nova configuração); 

h) Cronograma de execução do empreendimento, conforme modelo do Anexo IV; 

i) Orçamento de equipamentos conforme os modelos dos Anexos de V a VIII; 

▪ Para orçamento de recapacitação ou repotenciação, remanejamento e/ou substituição, discriminar os custos por atividade, sempre informando o custo unitário e o total dos itens com transporte (km), movimentação de óleo isolante (L), tratamentos especiais para equipamentos, desmontagem e 

montagem, retensionamento de cabos e condutores e para-raios, suspensão de torres, substituição de cadeia de isoladores etc.; 

10. O descumprimento do prazo e/ou do padrão estabelecidos constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa, conforme estabelece a Resolução Normativa n° 846, de 11 de junho de 2019, ou o que vier a sucedê-la. 

11. Os projetos e especificações dos equipamentos são de responsabilidade da transmissora e devem ser elaborados em conformidade com os Procedimentos de Rede, normas técnicas e legislação vigente à época da prestação de informações. 

12. As informações não prestadas pela transmissora durante os processos de implementação de melhorias ou reforços que implicarem acréscimo no valor da parcela adicional de RAP associada ao empreendimento serão avaliadas na revisão periódica subsequente à sua entrada em operação comercial. 

## **6. ADICIONAL DE RECEITA ANUAL PERMITIDA – RAP** 

13. A parcela adicional de RAP associada aos reforços e às melhorias referidas no Item 5.1.2 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-lo, é calculada com base em parâmetros regulatórios e em custos-padrão. No caso de melhorias será avaliado se a receita atual já contempla a parcela associada ao empreendimento ou se há necessidade de estabelecimento de parcela adicional de receita. 

14. Os custos-padrão estão estabelecidos no Banco de Preços de Referência ANEEL, homologado pela Resolução Homologatória n.º 758, de 6 de janeiro de 2009, e alterações supervenientes. 

15. Nos períodos entre revisões, as receitas associadas aos reforços e às melhorias referidas no Item 5.1 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-lo, têm caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente ao ciclo de entrada em operação comercial do empreendimento, com efeitos retroativos ao ciclo 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. 

16. Para os equipamentos, materiais e serviços que não estejam contemplados no Banco de Preços de Referência ANEEL, podem ser adotados valores obtidos por meio de consulta a fabricantes e fornecedores, realizados em aquisições anteriores, ou declarados pela própria empresa, desde que acompanhado da justificativa e fundamentação necessária. 

17. Quando adotados valores não contemplados no Banco de Preços de Referência ANEEL, a parcela adicional de RAP poderá sofrer alteração em virtude de fiscalização a ser realizada sobre os custos praticados pela transmissora para a implementação de melhorias ou reforços. 

18. Em casos de recapacitação de linha de transmissão ou adequação de módulo de manobra classificada como reforço, não é atribuído adicional de Operação e Manutenção – O&M, visto que a concessionária já é remunerada para operar e manter as instalações existentes. 

19. O Custo de Referência ANEEL associa um Módulo de Infraestrutura de Manobra – MIM a cada novo módulo de manobra como complemento ao módulo de infraestrutura geral da subestação, considerando que ele é dimensionado para comportar apenas as instalações existentes. Assim, o adicional de RAP referente ao MIM visa remunerar os investimentos em infraestrutura adicional. 

20. O adicional de receita associado à complementação de infraestrutura de subestações licitadas, quando necessário, será estabelecido observando-se a infraestrutura especificada no edital do leilão. 

21. Em se tratando de equipamento substituído sem possibilidade de reutilização, a receita a ele associada será cancelada na data de retirada de operação. 

22. Em se tratando de equipamento substituído com possibilidade de reutilização, será estabelecida parcela de RAP para sua manutenção pela concessionária responsável enquanto fora de operação. 

23. Em se tratando de substituição de equipamento transferido sem ônus à concessionária de transmissão, serão avaliadas as razões da substituição e o eventual desconto de parcela de RAP relativa ao percentual de vida útil remanescente para a composição da receita do equipamento substituto. 

24. No caso de substituição de equipamento classificada como melhoria, o adicional de RAP será estabelecido considerando as novas instalações implementadas, a vida útil remanescente do equipamento substituído, calculada a partir da taxa de depreciação estabelecida no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, e a RAP vinculada ao equipamento substituído. 

25. Caso o equipamento substituído tenha sido indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro de 2013, as parcelas de receita referentes à amortização e à remuneração do investimento para o equipamento substituto serão calculadas com base no VNR descontado de parcela correspondente ao percentual de vida útil remanescente do equipamento substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da taxa de depreciação estabelecida no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. 

26. A concessionária deverá informar anualmente à ANEEL o montante auferido com a alienação de bens de valor contábil residual, a ser considerado no estabelecimento da receita à época do reajuste anual de receitas. 

## **7. SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO** 

27. Conforme disposto na Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-las, deve ser estabelecida parcela adicional de RAP destinada a cobrir os custos de referência para operação e manutenção de instalações transferidas sem ônus à transmissora devido ao seccionamento de linha de transmissão sob sua responsabilidade quando a obra for executada por outras transmissoras, centrais geradoras, unidades consumidoras ou importadores e/ou exportadores de energia. 

28. A transmissora responsável pela linha seccionada deve encaminhar à ANEEL o instrumento de transferência não onerosa das instalações. Após o recebimento deste documento, a ANEEL emitirá Resolução Autorizativa estabelecendo a parcela adicional de receita associada à operação e manutenção das instalações transferidas, definida com base no Banco de Preços de Referência ANEEL e no percentual de O&M vigente. 

29. No caso de seccionamento realizado por meio de licitação, previsto no Item 6.9 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-la, também será estabelecido adicional de RAP para a transmissora responsável pela linha seccionada a fim de cobrir os custos das atividades de comissionamento e verificação da conformidade de especificações e projetos. Nesta situação, juntamente com o instrumento de transferência, a transmissora deve encaminhar à ANEEL a relação dos custos incorridos com estas atividades. Neste caso, o adicional de receita é estabelecido conforme Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-la, e pago à transmissora em até dois ciclos tarifários da transmissão. 

## **8. ACOMPANHAMENTO DA EXECUÇÃO DE EMPREENDIMENTOS** 

30. Após a publicação de Resolução Autorizativa a transmissora deve atualizar mensalmente a situação de implantação do empreendimento conforme solicitação da ANEEL para fins de cadastro no Sistema de Gestão de Transmissão – SIGET. 

31. A situação de implantação do empreendimento é utilizada para fins de fiscalização pela ANEEL e não implica alteração das características e prazos estabelecidos na Resolução. 

## **9. RECEBIMENTO DE PARCELA ADICIONAL DA RAP** 

32. A receita estabelecida nas Resoluções associada aos reforços e às melhorias referidas no Item 5.1.2 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-lo, é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial do empreendimento. 

33. Nos períodos entre revisões, as receitas associadas às melhorias referidas no Item 5.1.2 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-los, 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. 

34. Serão consideradas no reajuste de RAP das transmissoras as receitas associadas às instalações em operação comercial cujas informações sobre conclusão forem atualizadas no SIGET pela concessionária até 10 de maio do ano do reajuste. 

35. As receitas associadas aos reforços sem estabelecimento prévio de receita que entraram em operacional comercial até 30 de abril de cada ano informadas à ANEEL até 10 de maio serão consideradas no reajuste subsequente de RAP das transmissoras. 

36. Os investimentos associados às melhorias referidas nos Item 5.1.3 e 5.1.4 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-los serão calculados apenas para melhorias em instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica da RAP prevista no contrato de concessão, e suas receitas associadas serão estabelecidas no processo de revisão periódica de RAP prévio à sua implantação. 

37. No ciclo tarifário de transmissão no qual se inicia o direito ao recebimento da receita, o adicional de RAP é calculado proporcionalmente ao tempo ( _pro-rata-tempore_ ) de operação comercial do reforço ou melhoria referida no Item 5.1.2 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-lo. 

38. O valor do adicional de RAP é reajustado anualmente pelo índice estabelecido no contrato de concessão da transmissora até a data de referência de preços do ciclo tarifário. Assim, o valor devido à transmissora em cada ciclo tarifário é referenciado à data dos preços do último reajuste da RAP das transmissoras. 

## **10. METODOLOGIA PARA O CÁLCULO DO ADICIONAL DE RAP** 

39. O adicional de RAP associado aos reforços autorizados, dado pela receita bruta, corresponde à receita líquida acrescida dos encargos setoriais e tributos conforme a equação a seguir: 

onde: RL: receita líquida anual; RB: receita bruta anual; PIS/COFINS: percentual relativo aos tributos PIS/PASEP e COFINS; TFSEE: Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica; P&D: percentual referente ao encargo de Pesquisa e Desenvolvimento; e RGR: percentual referente ao encargo de Reserva Global de Reversão. 

40. A receita líquida anual - RL corresponde ao Custo Anual dos Ativos - CAA acrescido das despesas com Operação e Manutenção – COM, conforme a equação a seguir: 

onde: RL: receita líquida anual; CAA: Custo Anual dos Ativos; e COM: Custo de Operação e Manutenção. 

41. O Custo de Operação e Manutenção – COM é obtido pela aplicação do percentual de O&M sobre o valor de referência do investimento, conforme a equação a seguir: 

COM = INV . O&M            (3) 

onde: 

COM: Custo de Operação e Manutenção; 

INV: valor de referência do investimento; e O&M: percentual regulatório relativo aos custos de operação e manutenção. 

42. Em se tratando de transferência sem ônus à transmissora de instalações implementadas por terceiro, o CAA é nulo e RL resume-se à equação a seguir: 

## onde: 

RL: receita líquida anual; e COM: Custo de Operação e Manutenção. 

43. Neste caso, quando se tratar de instalações a serem incorporadas à Rede Básica, a transmissora, além de parcela adicional de RAP para operação e manutenção das instalações transferidas, também faz jus a parcela adicional de RAP para verificação de conformidades de especificações e de projetos - RC, conforme disposto na Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-la. Nesses termos, RC é dado pela equação (5) e RL é expressa pela equação (6), sendo aplicável por até dois ciclos tarifários: 

onde: 

RC: receita para verificação de conformidades de especificações e de projetos; 

INV: valor de referência do investimento, neste caso correspondente ao orçamento constante do contrato de concessão; 

RL: receita líquida anual; e 

COM: Custo de Operação e Manutenção 

44. O cálculo do CAA varia com o perfil da receita da transmissora, que pode ser plano ou decrescente ao longo da vida útil regulatória da Unidade Modular – UM, de acordo com cada contrato de concessão. 

45. As planilhas de cálculo do adicional de RAP contendo as metodologias descritas neste documento estão disponíveis no site da ANEEL, junto à Resolução Autorizativa. 

## **10.1. PERFIL PLANO** 

46. Em caso de perfil plano, o Custo Anual dos Ativos Elétricos – CAAE é calculado segundo a equação a seguir: 

onde: 

CAA: Custo Anual dos Ativos; 

INV: valor regulatório de investimento. Para os casos de substituição classificados como melhoria em que o equipamento substituído foi indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro de 2013, será descontada parcela relativa ao percentual correspondente à vida útil remanescente do equipamento substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da taxa de depreciação estabelecida no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE; 

rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda; 

δ: taxa média de depreciação regulatória da UM; e 

T: alíquota tributária marginal efetiva. 

## **10.2. PERFIL DECRESCENTE** 

47. Em caso de perfil decrescente, o Custo Anual dos Ativos – CAA é calculado segundo a equação a seguir: 

onde: CAA: Custo Anual dos Ativos; RBCi: Remuneração Bruta de Capital no ano i; QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i; rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda; e 

n: número de anos entre a entrada em operação comercial e a revisão subsequente _._ 

48. Apesar de a metodologia considerar perfil decrescente para as anuidades, no período entre revisões a RAP permanece constante. Para que isto ocorra, é anualizado o somatório dos valores presentes da remuneração em cada ano que antecede a revisão periódica de receitas posterior à entrada em operação das instalações. 

49. A quota de reintegração regulatória – QRR (parcela correspondente à depreciação) é dada pela taxa média de depreciação regulatória multiplicada pelo valor regulatório do investimento, conforme equação a seguir: 

QRRi = INV ẟ          (9) 

onde: 

QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i; 

INV: valor regulatório de investimento. Para os casos de substituição classificados como melhoria em que o equipamento substituído foi indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro 

de 2013, será descontada parcela relativa ao percentual correspondente à vida útil remanescente do equipamento substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da taxa de depreciação estabelecida no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE; e δ: taxa média de depreciação regulatória da UM. 

50. A Remuneração Bruta do Capital - RBC resulta da aplicação da Alíquota Tributária Efetiva - T à Remuneração Líquida de Capital – RLC nos termos apresentados na equação a seguir: 

onde: 

RBCi: Remuneração Bruta de Capital no ano i; RLCi: Remuneração Líquida de Capital no ano i; e 

T: Alíquota Tributária Efetiva. 

51. A RLC é o resultado da aplicação da taxa de remuneração sobre o investimento não amortizado, caracterizado pelo valor regulatório do investimento subtraído da depreciação acumulada. A RLC a cada ano é obtida pela equação a seguir: 

onde: 

RLCi: Remuneração Líquida do Capital no ano i; INV: valor regulatório de investimento; DAi: Depreciação Acumulada no ano i; e rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda. 

## **11. PARÂMETROS REGULATÓRIOS PARA CÁLCULO DE ADICIONAL DE RAP** 

52. O percentual de custos de operação e manutenção – O&M, utilizado no cálculo do COM, é de 2,0%. Os demais parâmetros regulatórios associadas ao cálculo de adicional de RAP, tais como custo médio ponderado de capital, alíquotas tributárias etc. são estabelecidos nas revisões periódicas de receitas de transmissão. 

## **11.1. TAXA MÉDIA DE DEPRECIAÇÃO REGULATÓRIA** 

53. As taxas médias de depreciação regulatórias das unidades modulares consideram os valores individuais das taxas de depreciação dos componentes da unidade modular ponderados pelos seus custos relativos, conforme a equação a seguir: 

**----- Start of picture text -----**<br>
n<br>TD  C<br> i i<br>i = 1<br>TMD =<br>n (12)<br>C<br> i<br>i = 1<br>**----- End of picture text -----**<br>

onde: 

TMD: Taxa anual Média de Depreciação ponderada pelo capital; TDi: taxa anual de depreciação do componente “i” da UM; Ci: custo do componente “i” da UM; e n: número de componentes da UM. 

54. A taxa anual de depreciação - TD, constante durante a vida útil regulatória, corresponde ao inverso da estimativa de vida útil em anos. As taxas anuais de depreciação constam do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE), aprovado pela Resolução Normativa n.º 674, de 11 de agosto de 2015, o que vier a sucedê-la. 

## **11.2. ENCARGOS SETORIAIS E TRIBUTOS** 

55. A Tabela 1 apresenta os encargos setoriais considerados no cálculo do adicional de RAP, a taxa estabelecida na legislação e o respectivo amparo legal. 

**Tabela 1 – Encargos Setoriais considerados no cálculo do adicional de RAP** 

||**Encargo**|**Taxa**|**Amparo Legal**|
|---|---|---|---|
|RGR|Reserva Global<br>de Reversão|**0,0**<br>**ou**<br>**2,6%**|Lei n.º 5.655, de 20 de maio de<br>1971<br>Lei n.º 9.427, de 26 de<br>dezembro de 1996<br>Lei n.º 9.648, de 27 de maio de<br>1998<br>Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro<br>de 2013|
|TFSEE|Taxa<br>de<br>Fiscalização dos<br>Serviços<br>de<br>Energia Elétrica|**0,4%**|Lei n.º 9.427, de 26 de<br>dezembro de 1996<br>Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro<br>de 2013|
|P&D|Pesquisa<br>e<br>Desenvolvimento|**1,0%**|Lei n.º 9.991, de 24 de julho de<br>2000|

56. 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. 

57. Em atendimento ao disposto no inciso III do art. 4º da Portaria n.º 274, de 19 de agosto de 2013, o adicional de RAP é estabelecido considerando o impacto positivo da aplicação do REIDI, instituído pela Lei n.º 11.488, de 15 de junho de 2007, nas aquisições e importações de bens e serviços pelas concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica. 

58. Para a consideração do impacto da habilitação ao REIDI, são aplicados sobre os valores de investimento considerados no cálculo da RAP os fatores redutores referentes à desoneração do PIS/PASEP e da COFINS conforme estabelecido na Resolução Homologatória n.º 1.706, de 8 de abril de 2014, e alterações supervenientes. 

59. A Tabela 2 apresenta as alíquotas de PIS/PASEP e COFINS, quando aplicáveis, utilizadas no cálculo do adicional de RAP considerando o regime de tributação da transmissora. 

**Tabela 2 – Alíquotas referentes ao PIS/PASEP e à COFINS** 

|**Tributo**|**Tributo**|**Regime**<br>**Cumulat**<br>**ivo**|**Regime**<br>**Não**<br>**Cumulati**<br>**vo**|
|---|---|---|---|
|Contribuição para o<br>Financiamento da Seguridade<br>Social|COFINS|3,00%|7,60%|
|Programas de Integração<br>Social e de Formação do<br>Patrimônio do Servidor Público|PIS/PAS<br>EP|0,65%|1,65%|
|**PIS/COFINS – Nominal**||**3,65%**|**9,25%**|

**ANEXO I – INFORMAÇÕES GERAIS DO EMPREENDIMENTO** 

**ANEXO II – FICHA TÉCNICA DE SUBESTAÇÃO** 

**ANEXO III – FICHA TÉCNICA DE LINHA DE TRANSMISSÃO** 

**ANEXO IV – CRONOGRAMA DE EXECUÇÃO DO EMPREENDIMENTO** 

**ANEXO V – ORÇAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO** 

**ANEXO VI – ORÇAMENTO DE SUBESTAÇÃO - MÓDULO DE INFRAESTRUTURA** 

**ANEXO VII – ORÇAMENTO DE SUBESTAÇÃO** - **MÓDULO DE MANOBRA** 

**ANEXO VIII – ORÇAMENTO DE SUBESTAÇÃO - EQUIPAMENTO**