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VOTO PROCESSO: 48500.000903/2017-32. INTERESSADAS: Concessionárias de Transmissão de Energia Elétrica. RELATOR: Tiago de Barros Correia. RESPONSÁVEL: Diretoria - DIR ASSUNTO: Recursos administrativos interpostos contra a Resolução Homologatória nº 2.258, de 27 de junho de 2017. I – RELATÓRIO 1. A Resolução Homologatória no 2.258, de 27 de junho de 2017, estabeleceu, com vigência a partir de 1º de julho de 2017, as Receitas Anuais Permitidas - RAP pela disponibilização das instalações sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica e dentre outras providências.

2. Os agentes listados no Quadro 1 apresentaram Pedido de Reconsideração contra a Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017:

Quadro 1: Empresas que apresentaram Pedido de Reconsideração contra a Resolução Homologatória nº 2.258, de 27 de junho de 2017

1 ATE III - ATE III Transmissora de Energia S.A ATE III n° 028/2017 48513.022381/2017-00 2 Brasnorte - Brasnorte Transmissora de Energia S.A. BR n° 012/2017 48513.022378/2017-00 3 Brilhante - Brilhante Transmissora de Energia S.A. BTE 007/17 48513.024666/2017-00 4 Caiuá - Caiuá Transmissora de Energia S.A. CAIUÁ n° 036/2017 48513.024656/2017-00

5 CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão de

Energia Elétrica GAB/DIR/LCST 063/2017 48513.022628/2017-00

6 Celg-GT - Celg Geração e Transmissão S.A. S/N 48513.024736/2017-00 7 Cemig-GT - CEMIG Geração e Transmissão S.A. IR/CR-174A/2017 48513.025607/2017-00 8 Chesf - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco CE-APR-025/2017 48513.022568/2017-00 9 Copel-GT - Copel Geração e Transmissão S.A. CRG-C/078/2017 48513.025581/2017-00

10 Coqueiros - Coqueiros Transmissora de Energia S.A. CTE 007/17 48513.024536/2017-00

11 CPFL Leste Paulista - Companhia Leste Paulista de Energia 038/RR/CPFL LESTE

PAULISTA/2017 48513.022476/2017-00

12 CPFL Mococa - Companhia Luz e Força de Mococa 035/RR/CPFL MOCOCA/2017 48513.022479/2017-00 13 CPFL Santa Cruz - Companhia Luz e Força Santa Cruz 046/RR/CPFL SANTA CRUZ/2017 48513.022485/2017-00 14 CPFL Sul Paulista - Companhia Sul Paulista de Energia 038/RR/CPFLSUL PAULISTA/2017 48513.022482/2017-00 15 CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista CT/R/1364/2017 48513.025597/2017-00 16 EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. CA EATE 039/2017 48513.022505/2017-00 17 ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. CA ECTE 025/2017 48513.022506/2017-00 18 Eletrosul - Eletrosul Centrais Elétricas S.A. CE DRP-0006/2017 48513.024662/2017-00 19 ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. CA ENTE 028/2017 48513.022517/2017-00 20 ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. CA ERTE 026/2017 48513.022508/2017-00 21 ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. CA ETEP 029/2017 48513.022513/2017-00 22 ETSE - Empresa de Transmissão Serrana S.A. CA ETSE 040/2017 48513.022514/2017-00 23 Evrecy - Evrecy Participações Ltda. CO-055/2017 48513.024659/2017-00 24 Furnas - Furnas Centrais Elétricas S.A. REQ.GCO.P.00048.2017 48513.025569/2017-00 25 IE Japi - Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. CO-020-2017 48513.024660/2017-00 26 IE Pinheiros - Interligação Elétrica Pinheiros S.A. CO-016/2017 48513.024661/2017-00 27 IENNE - Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A. T-0107-2017 48513.024665/2017-00

28 JTE - Jauru Transmissora de Energia S.A. JTE 033/17 48513.024535/2017-00

29 Lumitrans - Lumitrans Companhia Transmissora de Energia

Elétrica CA LUMI 029/2017 48513.022448/2017-00

30 RGE – Rio Grande Energia S.A. 043/RR/RGE/2017 48513.022481/2017-00 31 RGE Sul – RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. 055/OR/RGE Sul/2017 48513.022488/2017-00 32 State Grid – State Grid Brazil Holding SGBH/BD/031/17 48513.024433/2017-00 33 STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A. CA STC 029/2017 48513.022511/2017-00 34 Taesa - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. TAESA n° 198/2017 48513.022375/2017-00 35 VCTE - Vila do Conde Transmissora de Energia S.A. VCTE 010/17 48513.024534/2017-00 Fonte: Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, de 8 de novembro de 2017

3. Por meio das Notas Técnicas nº 438/2017-SCT/ANEEL, de 5 de setembro de e nº 349/2017-SGT/ANEEL, de 8 de novembro de 2017, a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT e a Superintendência Gestão Tarifária – SGT, respectivamente, analisaram os Pedidos de Reconsideração interpostos contra a Resolução nº 2.258, de 2017, bem como, de ofício, por razões variadas, propuseram correções nas parcelas da RAP constantes nessa Resolução.

II – FUNDAMENTAÇÃO

4. Os Pedidos de Reconsideração interpostos pelos Agentes foram analisados pela SGT e pela SCT no âmbito das Notas Técnicas nºs 349/2017-SGT/ANEEL e 438/2017-SCT/ANEEL, respectivamente. A SGT também propôs ajustes de ofício, de naturezas distintas, e cujas conclusões devem ser acolhidas por este Colegiado.

5. Os diversos itens analisados, embora em grande número, não representam alterações significativas na RAP aprovada na Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017 – as alterações propostas impactam em -0,109% na RAP e 1,602% na Parcela de Ajuste.

6. Ressalta-se que eventuais diferenças para maior ou para menor nos valores de RAP para cada transmissora, decorrentes da análise dos Pedidos de Reconsideração, sem a prévia manifestação das transmissoras, não constitui violação ao exercício do contraditório e da ampla defesa. Isso porque não havendo alteração de tarifa dos usuários, todas as alterações ora em apreciação serão praticadas no reajuste anual das receitas do ciclo 2018-2019, com reajuste nos valores, ocasião em que as partes terão oportunidade de apresentar suas razões na hipótese de controvérsia

7. Destaca-se a seguir os principais pontos abordados nos Pedidos de Reconsideração.

Pedido de Reconsideração interposto pelas concessionárias de transmissão EATE, ECTE, ENTE, ERTE, ETEP, Lumitrans, STC e Taesa

8. As concessionárias discordaram da metodologia de atualização anual dos valores da Parcela de Ajuste – PA, que passou a ser utilizada pela ANEEL a partir do ciclo 2013-2014, e requereu que esta atualização fosse alterada para mensal.

9. Esclarece-se que esse pleito já foi realizado pelas transmissoras em ciclos anteriores e já foi negado em todas as oportunidades pela Diretoria colegiada da ANEEL, sendo a última vez no reajuste da RAP do ciclo 2016-2017, no âmbito do Processo nº 48500.001129/2016-04.

10. A SGT demonstrou na Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL porque a atualização anual é a mais adequada, citando duas situações hipotéticas extremas: uma transmissora que não tenha recebido a RAP que teria direito durante o ciclo. Nesse caso, no ciclo seguinte ela teria que receber, na forma de PA, a RAP não recebida no ciclo anterior mais a RAP do ciclo em curso, ou seja, deveria receber o valor equivalente a duas RAP. Ao se considerar a atualização mensal, a transmissora recebe menos que duas RAP, no entanto, com a atualização anual ela recebe exatamente duas RAP (o que é correto).

11. O mesmo ocorre se supormos uma transmissora que tenha recebido a RAP em dobro durante o ciclo. Nesse caso, no ciclo seguinte, se considerarmos a atualização anual a transmissora não receberia nada (o que é correto), e na atualização mensal ainda restaria algum valor a receber. Dessa forma, percebe-se que atualização mensal não atualiza o valor da PA adequadamente.

12. Esclarece-se também que a ANEEL aplica a atualização mensal da PA apenas para as transmissoras que possuem expressamente descrito em seus contratos de concessão essa forma de atualização.

13. Adicionalmente, na mesma reunião de Diretoria da ANEEL que homologou a RAP para o ciclo 2017-2018, em 27/6/2017, foi aprovado, por meio da Resolução Normativa nº 774, o Submódulo 9.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que prevê a aplicação da metodologia de atualização anual da PA para os casos em que no contrato de concessão não consta explicitamente qual a forma de atualização a ser aplicada, situação em que se encontram as transmissoras em questão.

14. Portanto, o pleito deve ser novamente negado.

Pedido de Reconsideração interposto pela Brilhante

15. A concessionária alegou que ao considerar os efeitos da revisão periódica homologada pela Resolução Homologatória nº 1.755, de 2014, na parcela de RAP estabelecida pelo Despacho nº 1.486, de 2017, a ANEEL utilizou equivocadamente o percentual de 0,79%, quando o percentual correto seria de 0,98%, conforme retificação homologada pela Resolução Homologatória n° 2.079, de 2016.

16. Segundo a Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, a alegação da Brilhante está correta, e, portanto, deve ser acolhida. Dessa forma, o adicional de RAP de que trata o Despacho n° 1.486/2017 foi alterado de R$ 2.777.050,52, para R$ 2.782.285,57, a preços de junho de 2017, e PA a ser recebida pela concessionária referente aos efeitos retroativos de que trata o Despacho nº 1.486, de 2017 no período de 27/8/2012 a 30/6/2017 foi alterada de R$ 13.301.568,90, para R$ 13.316.757,07, a preços de junho de 2017.

17. Portanto, o pleito deve ser deferido.

Pedido de Reconsideração interposto pela Caiuá

18. A Caiuá alegou que sua PA Qualidade DIT foi atualizada por meio da metodologia anual, enquanto que seu contrato de concessão prevê que a atualização da PA deve ser mensal. Sendo assim, solicita que a sua PA Qualidade DIT seja alterada de R$ 704.989,72 para R$ 700.590,12.

19. A SGT informou que a concessionária tem razão em seu pleito e, sendo assim, recalculou o valor dessa PA obtendo o montante de R$ 701.480,51, a preços de junho de 2017, a ser pago pela Caiuá.

20. Como o valor calculado pela SGT difere do apresentado pela concessionária, o pleito deve ser parcialmente acatado.

Pedido de Reconsideração interposto pela CEEE-GT

21. A transmissora alegou que no mês de fevereiro de 2017 houve um aumento substancial da receita apurada pelo ONS na fronteira QUINTA-230/138 kV e, segundo à CEEE-GT, não foi possível fazer a análise desse evento, pois não foi disponibilizada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS a memória de cálculo dos Encargos de Uso pagos pela CEEE-D, usuária da fronteira, referente ao mês de fevereiro de 2017.

22. Sendo assim, a concessionária solicitou que os cálculos da Parcela de Ajuste de Apuração da Rede Básica de Fronteira sejam abertos e que os eventos que levem a divergências entre a Receita Permitida homologada pela ANEEL e a Receita Apurada pelo ONS sejam identificados, como, por exemplo, ultrapassagens de demanda, etc.

23. A SGT esclareceu que todo material existente referente à PA Apuração foi disponibilizado no anexo XI da Nota Técnica nº 183/2017-SGT/ANEEL, que contém todo o detalhamento dos valores de RAP homologados pela ANEEL e que foram considerados no cálculo dessa Parcela de Ajuste.

24. Quanto ao detalhamento dos valores de receita efetivamente apurados pelo ONS, a SGT esclareceu que essa informação é de responsabilidade do próprio ONS, que encaminha esses dados à ANEEL. Sendo assim, a memória de cálculo desses valores deve ser obtida com o ONS.

25. Diante do exposto, o pleito deve ser indeferido.

Pedido de Reconsideração interposto pela Celg-GT

26. A concessionária solicitou que seja reconhecido na Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, o valor de R$ 744.350,76 a ser recebido pela transmissora referente ao ressarcimento dos custos incorridos na elaboração do laudo de avaliação dos ativos referentes à RBSE e RPC, conforme consta no § 4º, do art. 4º da Resolução Normativa nº 589, de 2013.

27. Segundo a Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, a SGT solicitou, por meio do Memorando n º 238/2017–SGT/ANEEL, de 2/8/2017, manifestação da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF quanto à validação dos custos informados pela Celg-GT na elaboração do referido laudo.

28. Sendo assim, esses valores serão considerados em favor da concessionária no reajuste subsequente ao encaminhamento pela SFF de relatório de fiscalização sobre a validação desses custos.

29. Portanto, o pleito deve ser parcialmente deferido.

Pedido de Reconsideração interposto pela Cemig-GT

30. A concessionária solicitou que seja reconhecido na Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, o valor a ser recebido pela transmissora de R$ 534.819,33, a preços de março de 2017, referente ao ressarcimento dos custos incorridos na elaboração do laudo de avaliação dos ativos referentes à RBSE e RPC, conforme consta no § 4º, do art. 4º da Resolução Normativa nº 589, de 2013.

31. Segundo a Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, a SGT solicitou, por meio do Memorando nº 150/2017–SGT/ANEEL, de 13/6/2017, manifestação da SFF quanto à validação dos custos informados pela Cemig-GT na elaboração do referido laudo.

32. Por meio do Memorando nº 531/2017–SFF/ANEEL, de 18/09/2017, a SFF encaminhou à SGT uma cópia do relatório de fiscalização sobre a validação desses custos. Nesse relatório a SFF reconheceu o valor total de R$ 592.437,27, a preços de junho de 2017, pela elaboração do referido laudo.

33. Conforme informado pela SGT, esse valor foi incluído na PA Outros Ajuste a ser recebida pela Cemig-GT.

34. Portanto, o pleito da concessionária deve ser deferido.

35. Além disso, a Cemig-GT solicitou que os encargos setoriais referentes à Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica — TFSEE e à Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D sejam incluídos na RAP de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016, com base na equação que consta do item 10 do Submódulo 9.7 do PRORET.

36. A concessionária alegou que a ANEEL, ao invés de utilizar a equação do item 10 do Submódulo 9.7 do PRORET, incluiu os referidos encargos setoriais multiplicando a receita líquida sem encargos pelo fator (1 + TFSEE + P&D), o que resultou em uma diferença a menor de R$ 72.690,26.

37. A SGT esclareceu que os referidos encargos setoriais foram adicionados à RAP de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016, conforme metodologia descrita nos submódulos 5.5 e 5.6 do PRORET, ou seja, por meio da aplicação das respectivas alíquotas desses encargos às receitas líquidas das concessionárias.

38. Conforme apontado pela SGT, os submódulos 5.5 e 5.6 do PRORET levam em consideração que os encargos setoriais devem ser excluídos da base de cálculo da TFSEE e do P&D, pois não fazem parte da atividade de exploração do serviço público concedido. Esse entendimento é corroborado pelo Parecer nº 037/2010 da Procuradoria Federal da ANEEL.

39. No entanto, de fato, o submódulo 9.7 do PRORET mostra fórmula diversa para incorporação dos encargos setoriais. Contudo, este submódulo é aplicado exclusivamente para autorizações de reforços e melhorias no sistema de transmissão. De toda forma, entendo que este submódulo carece de atualização, a fim de que não haja diferenciação na incorporação dos encargos setoriais na RAP das concessionárias de transmissão.

40. Neste sentido, proponho que a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT e a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado – SRM avaliem a necessidade de atualização da fórmula de cálculo da Receita

Bruta, constante do item 10 do submódulo 9.7 do PRORET, a fim de se compatibilizar com os procedimentos de cálculo dos encargos setoriais adotados nos Submódulos 5.5 e 5.6 do PRORET.

41. Do exposto, o pleito deve ser indeferido.

42. Finalmente, a concessionária solicitou que o componente financeiro, ou seja, o custo de capital não incorporado apurado desde janeiro de 2013 até junho de 2017 de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016, no valor total de R$ 174.532.605,67, conforme consta na seção III.3.2 da Nota Técnica nº 183/2017-SGT/ANEEL, seja considerado na Parcela de Ajuste e não na RAP da concessionária.

43. A Cemig-GT argumentou que esse entendimento já foi aplicado pela ANEEL no reconhecimento, em julho de 2014, do Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI não pago às transmissoras no período de janeiro de 2013 a junho de 2014 e no pagamento da receita retroativa dos cabos condutores não incluídos nos processos de revisão de 2005 e de 2009 da Cemig-GT. Nesses casos, segundo a concessionária, a ANEEL estabeleceu que o pagamento dos valores se daria na forma de Parcela de Ajuste.

44. A SGT Informou que solicitação semelhante já foi tratada no âmbito da Nota Técnica nº 23/2017-SGT, de 16/2/2017, juntada ao processo nº 48500.004550/2016-69 e que instruiu a emissão da Resolução Normativa nº 762, de 2017, que definiu os procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à RAP de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783, de 2013, em consonância com a Portaria MME nº 120, de 2016, e deu outras providências.

45. Sendo assim, A SGT ratificou o entendimento colocado na Nota Técnica nº 23/2017-SGT, pois ao estabelecer que os valores dos ativos não depreciados serão incluídos nas Bases de Remuneração Regulatória - BRR das concessionárias, a Portaria MME nº 120, de 2016, definiu um tratamento equivalente ao da receita vigente das concessionárias de transmissão.

46. Além disso, a referida Portaria determinou que o custo de capital fosse incorporado à RAP das transmissoras e não fez nenhuma distinção a respeito da natureza do pagamento do custo de capital não incorporado apurado desde janeiro de 2013 até junho de 2017.

47. Dessa forma, o pleito deve ser indeferido.

Pedido de Reconsideração interposto pela Chesf

48. A concessionária sustentou que o transformador TR 230/69 kV ITABAIANINHA TR1 deveria ser retirado do rateio da RAP da Portaria MME nº 579, de 2012, uma vez que esse equipamento foi substituído e sua parcela de RAP cancelada. A SGT confirmou as alegações da concessionária e realizou as correções necessárias. Portanto, o pleito deve ser deferido.

49. Deve ser indeferido o pleito da Chesf referente ao recálculo da PA retroativa associada ao contrato de concessão nº 005/2008. Segundo a concessionária, foi observada uma diferença de R$ 764.846,46.

50. A SGT esclareceu que a Chesf não apresentou a memória de cálculo do valor informado. Além disso, no cálculo da PA retroativa, a transmissora, aparentemente, considerou o período de

7/11/2014 a 30/6/2017, enquanto que a PA retroativa calculada pela ANEEL leva em conta o período de 7/11/2014 a 31/5/2016 e o restante do período de apuração, que vai de 1/6/2016 a 31/5/2017, é considerado no próprio cálculo da PA Apuração em que são consideradas também as demais rubricas, como, por exemplo, PA do Ciclo Anterior, etc.

51. Deve ser indeferido também o pleito da Chesf referente ao recálculo da PA Apuração de Rede Básica do contrato de concessão nº 061/2001. Segundo a concessionária, foi observada uma diferença de R$ (-) 458.044,44.

52. Segundo a SGT, a cálculo da Chesf está equivocado, pois a concessionária considerou que a diferença apurada no mês de junho de 2016 está na referência de preços de junho de 2016, no entanto, essa diferença está na referência de preços de junho de 2015, uma vez que o mês de junho de 2016 faz parte do ciclo 2015-2016.

Pedido de Reconsideração interposto pela Copel-GT

53. A Copel-GT solicitou que os efeitos do Despacho nº 942, de 2017, que analisou os Pedidos de Reconsideração em face do Despacho nº 2.568, de 2016, sejam suspensos até que a ANEEL analise o novo Pedido de Reconsideração interposto pela transmissora em face daquele ato. Segundo a concessionária as inconsistências nos valores a serem aplicados à Copel-GT permanecem mesmo após a emissão do Despacho nº 942, de 2017.

54. Com relação à concessão de efeito suspensivo solicitada pela transmissora, a SGT informou que esse pedido já foi negado pela ANEEL por meio do Despacho nº 2.114, de 14 de julho de 2017. Além disso, a SGT sustentou que a inconsistência alegada pela Copel-GT referente ao desconto que consta no Despacho nº 942, de 2017, para o contrato de concessão nº 005/2014, foi completamente sanada, por meio da PA Apuração, com a emissão da Resolução Homologatória 2.258, de 2017.

55. Diante do exposto, o pleito deve ser indeferido.

56. A Copel-GT solicitou a exclusão, da base de ativos da concessionária, de alguns módulos que já não se encontram em operação comercial. A SGT acatou a solicitação da transmissora e fez as correções necessárias. Portanto, o pleito deve ser deferido.

57. A concessionária alegou que no quadro resumo do laudo publicado pela SFF referente aos ativos previstos no art. 15º, § 2º, da Lei nº 12.783, de 2013, que passaram a compor a Base de Remuneração Regulatória – BRR da Copel-GT no ciclo 2017-2018 e que foram utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à RAP da concessionária, em consonância com a Portaria MME nº 120, de 2016, foram incluídos também os valores de ativos classificados como Rede Básica Novas Instalações – RBNI.

58. A SGT por meio do Memorando nº 242/2017-SGT/ANEEL, de 2/8/2017, solicitou a manifestação da SFF, que respondeu por meio do Memorando nº 540/2017-SFF/ANEEL, de 20/7/2017, confirmando a alegação da Copel-GT e recomendando o acatamento do pleito.

59. Diante do exposto, a Tabela 1 apresenta os novos valores do custo de capital de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016, incorporado à RAP da Copel-GT a partir do ciclo 2017-2018, após as alterações da SFF.

Tabela 1: Custo de Capital de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016.

Concessionária Contrato Componente Econômico

(R$) – Ref. jun/17 (1) Componente Financeiro

(R$) – Ref. jun/17 (2)

Valor total a ser adicionado à RAP do ciclo 2017-2018

(R$) – Ref. jun/17 COPEL-GT 060/2001 101.064.059,92 120.567.981,94 221.632.041,87

(1) Referente ao Inciso I, do art. 2º, da Resolução Normativa nº 762, de 2017. (2) Referente ao Inciso II, do art. 2º, da Resolução Normativa nº 762, de 2017. Vigorará por 8 ciclos tarifários.

60. Os valores apresentados na tabela anterior já se encontram na referência de preços de junho de 2017 e já consideram os custos relativos ao pagamento da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, na alíquota de 0,4% e os recursos a serem aplicados em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico – P&D, na alíquota de 1%.

61. Dessa forma, o pleito deve ser deferido.

Pedido de Reconsideração interposto pela CTEEP

62. A CTEEP solicitou que seja considerado o valor de R$ 6.728.847,59, a preços de junho de 2017, associado aos custos financeiros relativos ao pagamento de tributos e encargos setoriais decorrentes do recolhimento da CCC, CDE e PROINFA dos consumidores livres e posterior repasse à Eletrobrás no período de julho de 2010 a junho de 2015.

63. Este assunto está sendo tratado no âmbito do processo nº 48500.006694/2013-15, conduzido pela SFF. Por isso, conforme entendimento da SGT, com o qual concordo, este pleito não deve ser analisado no processo de reajuste da RAP até a conclusão da análise realizada pela SFF.

64. A concessionária solicitou também que seja reconhecido na Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, o valor a ser recebido pela transmissora de R$ 7.710.622,23, a preços de junho de 2017, acrescido de WACC, encargos e tributos, referente ao ressarcimento dos custos incorridos na elaboração do laudo de avaliação dos ativos referentes à RBSE e RPC, conforme consta no § 4º, do art. 4º da Resolução Normativa nº 589, de 2013.

65. Segundo a Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, a SGT solicitou, por meio do Memorando nº 162/2017–SGT/ANEEL, de 23/6/2017, manifestação da SFF quanto à validação dos custos informados pela CTEEP na elaboração do referido laudo.

66. Por meio do Memorando nº 607/2017–SFF/ANEEL, de 27/10/2017, a SFF informou à SGT que validou o montante de R$ 3.709.558,63, a preços de junho de 2017, referente aos custos incorridos na elaboração do laudo. Conforme informado pela SGT, esse valor foi incluído na PA Outros Ajuste a ser recebida pela CTEEP.

67. Portanto, esse pleito deve ser parcialmente deferido.

68. Além disso, a concessionária alegou que no quadro resumo do laudo publicado pela SFF referente aos ativos previstos no art. 15º, § 2º, da Lei nº 12.783, de 2013, que passaram a compor a BRR da CTEEP no ciclo 2017-2018 e que foram utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à RAP da concessionária, em consonância com a Portaria MME nº 120, de 2016, foi considerada uma versão desatualizada do laudo de avaliação.

69. A SGT por meio do Memorando nº 242/2017-SGT/ANEEL, de 2/8/2017, solicitou a manifestação da SFF, que respondeu por meio do Memorando nº 540/2017-SFF/ANEEL, de 20/7/2017, confirmando a alegação da CTEEP e recomendando o acatamento do pleito.

70. Diante do exposto, a Tabela 2 apresenta os novos valores do custo de capital de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016, incorporado à RAP da CTEEP a partir do ciclo 2017-2018, após as alterações da SFF.

Tabela 2: Custo de Capital de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016.

Concessionária Contrato Componente Econômico

(R$) – Ref. jun/17 (1) Componente Financeiro

(R$) – Ref. jun/17 (2)

Valor total a ser adicionado à RAP do ciclo 2017-2018

(R$) – Ref. jun/17 CTEEP 059/2001 728.877.595,51 837.239.130,69 1.566.116.726,20

(1) Referente ao Inciso I, do art. 2º, da Resolução Normativa nº 762, de 2017. (2) Referente ao Inciso II, do art. 2º, da Resolução Normativa nº 762, de 2017. Vigorará por 8 ciclos tarifários.

71. Os valores apresentados na tabela anterior já se encontram na referência de preços de junho de 2017 e já consideram os custos relativos ao pagamento da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, na alíquota de 0,4% e os recursos a serem aplicados em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico – P&D, na alíquota de 1%. A memória de cálculo encontra-se anexa ao processo.

72. Dessa forma, o pleito deve ser deferido.

73. Além disso, a concessionária solicitou a eliminação da concatenação dos pagamentos dos encargos de conexão de distribuidoras para a data do processo tarifário da distribuidora usuária da instalação, ou alternativamente, que seja dado tratamento de forma a remunerar os ativos devido aos efeitos dessa concatenação.

74. A CTEEP alegou que essa concatenação do pagamento dos encargos de conexão de distribuidoras conflita com o disposto no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE e na Resolução Normativa nº 454, de 2011, sob o argumento de que com a entrada em operação comercial da instalação, a depreciação contábil se inicia, com a consequente captura do benefício fiscal associado, sem a contrapartida do recebimento de uma receita associada, uma vez que o início do recebimento se dá, devido à concatenação, apenas a partir da data do reajuste ou revisão tarifária da distribuidora usuária da instalação.

75. Segundo a transmissora, esse procedimento causa prejuízos em relação à parcela de amortização e à parcela de remuneração dos investimentos. A concessionária cita também o parágrafo 3º do art. 15º da Lei nº 12.783, de 2013, a Portaria MME nº 120, de 2016 e a Resolução Normativa nº 762, de 2017, como argumento de que o valor deve ser remunerado até a data do efetivo pagamento.

76. Segundo entendimento da SGT, com o qual concordo, não há conflito entre o disposto no MCSE e na Resolução Normativa nº 454, de 2011, visto que o direito ao recebimento das parcelas de RAP é garantido a partir da data de entrada em operação comercial da instalação, que deve ser registrada na contabilidade, sendo que isso não impede a concatenação do efetivo pagamento dessas parcelas de receita para a data do processo tarifário da distribuidora. A diferença reside apenas no caixa

da empresa, visto que o direito já está assegurado e, portanto, não há depreciação sem a correspondente receita.

77. Em relação ao argumento da CTEEP de que a concatenação provoca um prejuízo irrecuperável, em função da indenização dos ativos ao fim do contrato de concessão se dar pelo valor não depreciado, também não deve prosperar, pois a indenização não deve ser vista apenas em função do valor dos ativos, mas também da receita a que a concessionária tem direito a receber.

78. Um exemplo claro é a Parcela de Ajuste – PA, que se refere a eventos no passado. Caso a concessão seja interrompida no meio do ciclo tarifário, deve-se apurar o valor dos ativos na data contratual e o valor dos financeiros que compõe a receita e que ainda não foram recebidos, que no caso das transmissoras é a PA. Da mesma forma, deverá ser avaliada as eventuais receitas decorrentes da concatenação, deslocada no tempo.

79. Quanto à remuneração solicitada pela concessionária, não há previsão legal para isso. O valor é atualizado pelo Índice de Variação da Inflação – IVI, que consta no contrato de concessão da transmissora, para a data do efetivo recebimento da receita, conforme previsto no Submódulo 9.3 do PRORET.

80. Dessa forma, os pleitos devem ser indeferidos.

81. Finalmente, a CTEEP sustentou que o módulo EL 13,8 kV CAPIVARA DIST3 deveria ser retirado do rateio da RAP da Portaria MME nº 579, de 2012, conforme consta nos itens 118 e 119 da Nota Técnica nº 183/2017-SGT/ANEEL. A SGT confirmou as alegações da concessionária e realizou as correções necessárias. Portanto, o pleito deve ser deferido.

Pedido de Reconsideração interposto pela ETSE

82. A transmissora solicitou que o Pedido de Reconsideração interposto pela ETSE em face da Resolução Homologatória nº 2.257, de 2017, seja provido e que os seus efeitos sejam considerados na RAP da concessionária homologada pela Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017.

83. A SGT Informou que essa análise foge ao escopo da Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, que apenas refletiu os resultados homologados na revisão periódica da RAP da transmissora. Além disso, o referido Pedido de Reconsideração já foi analisado e indeferido no âmbito do processo que instruiu a emissão da Resolução Homologatória nº 2.257, de 2017.


Pedido de Reconsideração interposto pela Furnas

2. A concessionária solicitou que o componente financeiro, ou seja, o custo de capital não incorporado apurado desde janeiro de 2013 até junho de 2017 de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016, no valor total de R$ 1.561.146.282,60, conforme consta na seção III.3.2 da Nota Técnica nº 183/2017-SGT/ANEEL, seja considerado na Parcela de Ajuste e não na RAP da concessionária.

3. Furnas argumentou, de forma semelhante à Cemig-GT, que esse entendimento já foi aplicado pela ANEEL no reconhecimento, em julho de 2014, do Custo Anual das Instalações Móveis e

Imóveis – CAIMI não pago às transmissoras no período de janeiro de 2013 a junho de 2014. Nesse caso, segundo a concessionária, a ANEEL estabeleceu que o pagamento dos valores se daria na forma de Parcela de Ajuste.

4. Com base nos mesmos argumentos apresentados na resposta ao pedido da Cemig-GT, constante desse Voto, o pleito da concessionária deve ser indeferido.

5. Finalmente, a transmissora solicitou que o Pedido de Reconsideração interposto por Furnas em face da Resolução Homologatória nº 2.257, de 2017, seja provido e que os seus efeitos sejam considerados na RAP dos contratos de concessão nºs 014/2011 e 016/2012, homologada pela Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017.

6. Novamente, a SGT Informou que essa análise foge ao escopo da Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, que apenas refletiu os resultados homologados na revisão periódica da RAP da transmissora. Além disso, o referido Pedido de Reconsideração já foi analisado e indeferido no âmbito do processo que instruiu a emissão da Resolução Homologatória nº 2.257, de 2017.


Pedido de Reconsideração interposto por IEJapi

85. A concessionária alegou que encontrou uma diferença de R$ (-) 47.503,99 na PA Apuração de Rede Básica do contrato de concessão nº 143/2001. Segundo a transmissora, o valor da PA sem correção está correto, de modo que a diferença se encontra no valor atualizado pelo IGP-M para preços de junho de 2017.

86. A SGT sustentou que no cálculo apresentado pela concessionária foi aplicada a forma de atualização mensal da Parcela de Ajuste. No entanto, a forma de atualização da Parcela de Ajuste do contrato de concessão nº 143/2001 é a anual, conforme metodologia que consta no item 6.1 do submódulo 9.3 do PRORET.

87. Sendo assim, o pleito deve ser indeferido.

Pedido de Reconsideração interposto pela IE Pinheiros

88. A concessionária alegou que as receitas autorizadas por meio da Resolução Autorizativa nº 4.106, de 2013, foram reajustadas por um índice acumulado de 3,4895%, quando o IPCA acumulado de 12 meses foi de 3,5973%, conforme consta da Nota Técnica nº 183/2017-SGT/ANEEL. Sendo assim, solicita correções.

89. A SGT Informou que os valores das parcelas de RAP autorizadas por meio da Resolução Autorizativa nº 4.106, de 2013, foram corrigidas no reajuste do ciclo 2017-2018, uma vez que haviam sido reajustadas por índices maiores do que o devido em ciclo anteriores.

90. Dessa forma, o reajuste acumulado total entre as parcelas de RAP homologadas pela Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, que estão a preços de junho de 2017, e as parcelas de RAP autorizadas pela Resolução Autorizativa nº 4.106, de 2013, que estão a preços de junho de 2012, é de 39,1808%, enquanto que o IPCA acumulado no mesmo período é também de 39,1808%.

91. Sendo assim, o pleito deve ser indeferido.

Pedido de Reconsideração interposto pela RGE Sul

92. A SGT recomendou o deferimento dos pleitos em que a RGE Sul alega que não é a responsável pelo pagamento dos encargos de conexão associados ao módulo de entrada de linha em 138 kV instalado na subestação Cachoeirinha 1, uma vez que esse módulo é de propriedade da própria distribuidora e não da CEEE-GT, e dos encargos de conexão associados ao módulo de interligação de barramentos em 69 kV da subestação Scharlau, uma vez que esse módulo não existe na subestação.

93. Conforme consta na Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, a distribuidora tem razão em seus pleitos e de modo a corrigir esses equívocos, essas instalações foram retiradas do rateio da RAP estabelecida por meio da Portaria MME nº 579, de 2012, a ser recebida pela CEEE-GT e foram calculadas as Parcelas de Ajuste apresentadas na Tabela 3 seguir:

Tabela 3: Parcelas de Ajuste para corrigir os encargos de conexão pagos pela RGE Sul.

Grupo pagador Concessionária Contrato Valor (R$) - Ref.

jun/2017 Rede Básica CEEE-GT 055/2001 486.321,84

GRP CACHOEIRINHA1 - AES SUL CEEE-GT 055/2001 -486.321,84

Rede Básica CEEE-GT 055/2001 175.917,69

GRP PTC 69 KV SCHARLAU CEEE-GT 055/2001 -175.917,69

94. Sendo assim, os pleitos devem ser deferidos.

Pedido de Reconsideração interposto pela RGE

95. A distribuidora alegou que a linha de transmissão 69 kV Santa Marta / Carazinho e o respectivo módulo de entrada de linha em 69 kV instalado na subestação Santa Marta, classificados como DIT de uso exclusivo da RGE são, na verdade, de uso exclusivo da Eletrocar, uma vez que a subestação Carazinho é de propriedade dessa distribuidora.

96. Ademais, a RGE informou que utiliza apenas uma entrada de linha em 69 kV na subestação Santa Marta associada a linha de distribuição 69 kV Santa Marta / Tapera 1, no entanto, consta da Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, que a distribuidora é responsável pelo pagamento dos dois módulos de entrada de linha em 69 kV para a subestação Tapera 1 e para a subestação Passo Fundo.

97. A distribuidora também alegou que o módulo de entrada de linha em 138 kV instalado na subestação Taquara associado a linha de transmissão 138 kV Taquara – Cachoeirinha 1 deve ser classificada como DIT de uso compartilhado e não de uso exclusivo da RGE, conforme homologado pela Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, uma vez que a referida linha de transmissão é classificada como de uso compartilhado.

98. Finalmente, a distribuidora informou que o módulo de entrada de linha em 138 kV para a subestação Chapecó 2, instalado na subestação Foz do Chapecó e classificado como DIT de uso

exclusivo da RGE é de uso exclusivo da Celesc, uma vez que a subestação Chapecó 2 é de propriedade dessa distribuidora.

99. Conforme consta na Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, a distribuidora tem razão em todos os seus pleitos e, segundo a SGT, todas as correções necessárias foram implementadas. Além disso, devido às alterações realizadas, foram calculadas as Parcelas de Ajuste apresentadas na Tabela 4 a seguir:

Tabela 4: Parcelas de Ajuste para corrigir os encargos de conexão pagos pela RGE.

Grupo pagador Concessionária Contrato Valor (R$) - Ref. jun/2017

Rede Básica CEEE-GT 055/2001 305.990,69

GRP SANTA MARTA - ELETROCAR CEEE-GT 055/2001 2.277.436,46

GRP SANTA MARTA - RGE CEEE-GT 055/2001 -2.583.427,14 GRP DITC - CEEE - LT 138 kV

TAQUARA/C.INDUSTRIAL - SE CACHOEIRINHA CEEE-GT 055/2001 721.626,37

GRP TAQUARA - RGE CEEE-GT 055/2001 -748.670,14

100. Portanto, os pleitos devem ser deferidos.

Pedidos de Reconsideração analisados pela Nota Técnica nº 438/2017-SCT/ANEEL

101. A SCT analisou parte dos Pedidos de Reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, sob sua responsabilidade. As análises e justificativas da Superintendência estão extensamente detalhadas na Nota Técnica nº 438/2017-SCT/ANEEL, de 5/9/2017, e devem ser acolhidas em sua integralidade por este Colegiado.

102. Os quadros abaixo apresentam o resultado da análise realizada pela SCT dos pedidos interpostos pelos Agentes nas parcelas de RAP associadas aos reforços e melhorias correspondentes, nos termos propostos na Nota Técnica nº 438/2017-SCT/ANEEL, com o qual concordo e acolho integralmente.

BRILHANTE

Módulo Descrição do reforço/melhoria RAP antes do recurso Ref.: jun/16

RAP após recurso

Ref.: jun/16

MC 230 kV RTL 230 kV 20 Mvar CAMPO GRANDE II RT2 MS

Remanejamento do módulo de conexão sem disjuntor do reator de linha de 20 Mvar da Linha de Transmissão Chapadão – Imbirussu, incluindo desmontagem em Imbirussu e montagem em Campo Grande II, da Subestação Imbirussu para o terminal da SE Campo Grande II.

86.310,02 138.636,58

CEEE-GT


RAP após recurso

Ref.: jun/16

TR 230/138 kV PELOTAS 3 AT2 RS Substituição do relé regulador de tensão do TR 230/138 kV PELOTAS3 AT2 RS.

1.591,93 1.865,76

TR 230/138 kV PELOTAS 3 AT1 RS Substituição do relé regulador de tensão do TR 230/138 kV PELOTAS3 AT1 RS.

1.591,93 1.865,76

TR 138/13,8 kV PELOTAS 3 TR3 RS Substituição do relé regulador de tensão do TR 138/13,8 kV PELOTAS3 TR3 RS.

1.592,21 1.866,13

TR 230/13,8 kV PORTO ALEGRE 4 TR2 RS Substituição do relé Buchholz do TR 230/13,8 kV PORTOALEGRE 4 TR2 RS.

1.387,50 1.426,08

TR 230/13,8 kV PORTO ALEGRE 4 TR1 RS Substituição do relé Buchholz do TR 230/13,8 kV PORTOALEGRE 4 TR1 RS.

1.339,02 1.376,25

TR 230/69 kV PORTO ALEGRE 6 TR2 RS Substituição do relé Buchholz do TR 230/69 kV PORTOALEGRE6 TR2 RS.

833,95 978,75

TR 230/13,8 kV PORTO ALEGRE 9 TR1 RS Substituição do relé Buchholz do TR 230/13,8 kV PORTO ALEGRE9 TR1 RS.

1.291,88 1.435,67

TR 230/69 kV SANTO ANGELO 2 TR2 RS Substituição do relé regulador de tensão do TR 230/69 kV SANTO ANGELO2 TR2 RS.

1.561,21 1.830,32

TR 230/69 kV SANTO ANGELO 2 TR1 RS Substituição do relé regulador de tensão do TR 230/69 kV SANTO ANGELO2 TR1 RS.

2.564,84 3.009,90

Cemig-GT


RAP após recurso

Ref.: jun/16 EL 230 kV G.VALADARES 2 LT 230 kV G.VALADARES 2 /MESQUITA C-1 MG

Substituição de TCs 230kV da LT Mesquita. 37.508,61 44.017,57

EL 138 kV G.VALADARES 2 DIST4 Relocação dos pararraios e TPs 138 kV do vão 4k. 5.604,09 2.453,81 EL 138 kV G.VALADARES 2 DIST3 Relocação dos pararraios e TPs 138 kV do vão 3k. 5.604,09 2.453,81 MG 500 kV JAGUARA-SE MG1 SP Substituição de BANCO DE BATERIAS. 11.222,48 13.142,08 MG 500 kV JAGUARA-SE MG1 SP Substituição de BANCO DE BATERIAS. 11.222,48 13.142,08

MG 500 kV JAGUARA-SE MG1 SP Substituição de 1 banco de Baterias 420Ah 120VCC 60e.

11.113,81 13.014,83

EL 345 kV JAGUARA-US LT 345 kV JAGUARA-US /VOLTA GRANDE C-1 MG

Substituição das proteções da LT 345 kV para Volta Grande.

110.916,60 137.520,92

MG 500 kV MESQUITA MG1 MG

Instalação de 1 multimedidor para disponibilização da medição do módulo de tensão fase-fase dos autotransformadores T1 (500 kV), T2 (500 kV) e T3 (230 kV).

24.554,29 28.291,93

MG 500 kV SAO SIMAO-SE MG1 MG Substituição de 02 carregadores de baterias. 30.035,14 35.172,66

MG 345 kV TAQUARIL MG1 MG

Complementação do sistema de transmissão de dados do COS das amostras de tensão de 230 kV dos autotransformadores 345/230 kV (T1, T2 e T5) e das barras de transferência de 138, 230 e 345 kV.

30.723,90 35.437,61

MG 345 kV TAQUARIL MG1 MG Instalação de multimedidor para aquisição da tensão dos barramentos de 138, 230, 345kV e da tensão 230kV do T1, T2 e T5.

28.742,14 33.117,25

MG 500 kV VESPASIANO 2 MG1 MG Substituição de 1 banco de Baterias 420Ah 120VCC 60e.

8.511,31 9.967,17

MG 345 kV VOLTA GRANDE MG1 MG Substituição de 1 banco de Baterias 200Ah 125VCC 60e.

11.110,09 13.010,48

EL 345 kV VOLTA GRANDE LT 345 kV JAGUARA-US /VOLTA GRANDE C-1 MG

Substituição da proteção da LT 345kV para Jaguara. 110.916,60 137.520,92

CHESF


RAP após recurso

Ref.: jun/16

MG 69 kV IGAPORA II MG1 BA Instalar módulo de infraestrutura de manobra referente aos dois módulos de entrada de linha 69 kV para Caetité e Guanambi.

0,00 21.490,19

EL 69 kV IGAPORA II GUANAMBI Instalação de novo módulo de entrada de linha para Guanambi.

0,00 199.235,40

EL 69 kV IGAPORA II CAETITE Instalação de novo módulo de entrada de linha para Caetité.

0,00 199.235,40

MC 69 kV TR 69/13,8 kV ABAIXADORA TR6 BA

Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 3.527,98

MC 69 kV TR 69/13,8 kV ABAIXADORA TR3 BA


0,00 2.351,99

EL 69 kV ABAIXADORA LT 69 kV ABAIXADORA /ZEBU C-1 BA/AL


0,00 1.175,99

EL 69 kV ABAIXADORA LT 69 kV ABAIXADORA /MULUNGU C-1 BA


0,00 4.703,97

EL 69 kV ABAIXADORA LT 69 kV ABAIXADORA /MOXOTO C-1 BA


0,00 4.703,97

EL 69 kV ABAIXADORA DELMIRO GOUVEIA


0,00 1.020,53

MG 230 kV ANGELIM MG1 PE Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 675,52

EL 69 kV ANGELIM DIST5 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 3.392,81

EL 230 kV ANGELIM LT 230 kV ANGELIM /MESSIAS C-3 PE/AL


0,00 913,23

EL 230 kV ANGELIM LT 230 kV ANGELIM /MESSIAS C-2 PE/AL


0,00 1.022,79

MC 500 kV TR 500/230 kV B. ESPERANCA TR1 MA

SUBSTITUIÇÃO DE TC 500KV, TIPO AKOF, DE FABRICAÇAO SIEMENS.

56.135,60 112.271,21

TR 230/13,8 kV BONGI TR6 PE Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.229,43

EL 69 kV BONGI TAMARIN 02J2 Substituição DJ Superado - 12J2 no módulo de entrada de linha para Tamarineira.

0,00 22.786,39

EL 69 kV BONGI TAMARIN 02J2 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 2.460,07

EL 230 kV BONGI LT 230 kV BONGI /JOAIRAM C-3 PE


0,00 1.229,49



0,00 1.229,49



0,00 615,33

EL 69 kV CAMACARI II STA HELENA-02F1 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.794,26

EL 69 kV CAMACARI II CTG CTU-02J6 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.993,40

TT 69/13,8 kV COTEGIPE TA1 BA Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 813,84

MG 230 kV COTEGIPE MG1 BA Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 3.310,49

MC 69 kV TR 230/69 kV COTEGIPE TR2 BA Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 3.310,34

MC 69 kV BC 69 kV 27,1 Mvar COTEGIPE BC2 BA


0,00 1.103,45


RAP após recurso

Ref.: jun/16 MC 69 kV BC 69 kV 20,3 Mvar COTEGIPE BC1 BA


0,00 2.181,60

MC 230 kV TR 230/69 kV COTEGIPE TR4 BA


0,00 1.103,50

IB 230 kV MG 230 kV COTEGIPE MG1 BA IB1


0,00 2.218,26

EL 69 kV COTEGIPE LT 69 kV CATU /COTEGIPE C-2 BA


0,00 4.438,92

EL 69 kV COTEGIPE LT 69 kV CATU /COTEGIPE C-1 BA


0,00 4.438,72

EL 69 kV COTEGIPE MILLENIUM 02C2 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 3.327,99

EL 69 kV COTEGIPE MILLENIUM 02C1 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 4.436,73

EL 69 kV COTEGIPE CIM-ARATU 02L1 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 2.206,79

EL 69 kV COTEGIPE CAMACARI I 02J4 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 4.438,12

EL 69 kV COTEGIPE CAMACARI I 02J3 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 4.437,92

MG 230 kV DELM. GOUVEIA MG1 CE Implantação de Sistemas Automáticos de Regulação associados a transformadores.

0,00 4.560,94

EL 230 kV EUNAPOLIS LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS C-2 BA

SUBSTITUIÇAO DE TC NISSIN 230KV. 7.329,06 21.987,17

MG 230 kV FORTALEZA MG1 CE Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.052,27

RTL 500 kV 148 MVAr FORTALEZA II RT1 CE


30.892,30 92.676,90

MC 500 kV TR 500/230 kV FORTALEZA II TR2 CE


30.892,30 92.676,90

MC 500 kV TR 500/230 kV FORTALEZA II TR1 CE


28.965,15 86.895,45

MC 500 kV RTB 500 kV 150 Mvar FORTALEZA II RT4 CE


11.620,78 34.862,35

IB 500 kV MG 500 kV FORTALEZA II MG1 CE IB2


30.892,30 185.353,80

IB 500 kV MG 500 kV FORTALEZA II MG1 CE IB1


28.965,15 173.790,89

EL 500 kV FORTALEZA II LT 500 kV QUIXADA /FORTALEZA II C-1 CE


30.892,30 92.676,90

EL 500 kV FORTALEZA II LT 500 kV PECEM II /FORTALEZA II C-1 CE


30.892,30 92.676,90

MG 230 kV G.MANGABEIRA MG1 BA Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.078,98

EL 69 kV G.MANGABEIRA DIST6 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.057,96


0,00 1.057,96


0,00 1.057,96


0,00 36,29

EL 230 kV G.MANGABEIRA LT 230 kV CAMACARI II /G.MANGABEIRA C-2 BA


0,00 2.259,57

EL 69 kV GOIANINHA DIST4 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.131,07

EL 69 kV GOIANINHA DIST3 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 679,09


RAP após recurso

Ref.: jun/16

MG 230 kV IRECE MG1 BA Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 693,17

MG 230 kV ITABAIANA MG1 SE Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.472,06

MG 230 kV ITABAIANA MG1 SE Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.931,22

MG 500 kV JARDIM MG1 SE Implantação de Sistemas Automáticos de Regulação associados a transformadores.

0,00 4.560,94

MC 69 kV TR 230/69 kV MIRUEIRA TR4 PE Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 816,35

EL 69 kV MIRUEIRA DIS13 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 2.859,53

RTB 13,8 kV 5 MVAr MOSSORO II RT3 RN Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.100,89


0,00 1.064,23


0,00 770,95

MG 230 kV MOSSORO II MG1 RN Implantação de Sistemas Automáticos de Regulação associados a transformadores.

0,00 4.560,94

MC 13,8 kV BC 13,8 kV 3,6 MVAr MOSSORO II BC4 RN


0,00 770,95



0,00 770,95



0,00 1.100,89

EL 69 kV MOSSORO II MOSSOROIII-02J2 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 514,29

EL 69 kV MOSSORO II MOSSORO I-02J3 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 880,86

EL 69 kV MOSSORO II GROSSOS-02J6 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.100,79

EL 69 kV MOSSORO II BARROCAS-02J4 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 734,23

MG 230 kV NATAL II MG1 RN Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 610,20

MG 230 kV NATAL II MG1 RN Implantação de Sistemas Automáticos de Regulação associados a transformadores.

0,00 4.560,94

MC 69 kV TT 69/13,8 kV NATAL II TA2 RN Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 948,63

EL 13,8 kV OLINDINA N.SOURE-01Y1 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 552,05

MG 230 kV PAU FERRO MG1 PE Implantação de Sistemas Automáticos de Regulação associados a transformadores.

0,00 2.735,65

MC 69 kV TR 230/69 kV PIRAPAMA II TR2 PE


0,00 3.221,63

MC 69 kV TR 230/69 kV PIRAPAMA II TR1 PE


0,00 1.290,58

MC 69 kV BC 69 kV 20,3 Mvar PIRAPAMA II BC1 PE


0,00 717,35

EL 69 kV PIRAPAMA II W MARTINS-02J3 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.577,74

EL 69 kV PIRAPAMA II SUAPE-02J7 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.577,74

EL 69 kV PIRAPAMA II SIMISA-02J1 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.183,30

EL 69 kV PIRAPAMA II RHODIA-02J4 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.720,78


RAP após recurso

Ref.: jun/16

EL 69 kV PIRAPAMA II RECIFE-II-02V1 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 3.151,18

EL 69 kV PIRAPAMA II PRAZERES-02V4 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.577,74

EL 69 kV PIRAPAMA II PONTEZINHA-02J9 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.577,74

EL 69 kV PIRAPAMA II PONTEZINHA-02J9 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.577,74

EL 69 kV PIRAPAMA II PIEDADE-02J8 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.577,74

EL 69 kV PIRAPAMA II JUCARAL-02J5 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.434,70

EL 69 kV PIRAPAMA II CABO-02J6 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 1.434,70

EL 69 kV PIRAPAMA II AMBEV-02V2 Instalação de contatos auxiliares de chaves seccionadoras.

0,00 4.295,50

MC 13,8 kV BC 13,8 kV 3,6 MVAr PIRIPIRI BC3 PI


0,00 2.116,13



0,00 2.116,13



0,00 2.116,13

MC 500 kV RTL 500 kV 180 Mvar QUIXADA RT1 CE


25.087,24 75.261,72

EL 500 kV QUIXADA LT 500 kV QUIXADA /FORTALEZA II C-1 CE


25.087,24 75.261,72

EL 500 kV QUIXADA LT 500 kV MILAGRES /QUIXADA C-1 CE


25.087,24 75.261,72

Copel-GT


RAP após recurso

Ref.: jun/16

MC 69 kV TR 230/69 kV C.COMPRIDO TRB PR

Substituição de 6 transformadores de corrente (69 kV): 3 do vão BTF_A (105C-09418/09419/09420); e 3 do vão BTF_B (105C-09415/09416/09417).

0,00 21.972,88

MC 69 kV TR 230/69 kV C.COMPRIDO TRA PR

Substituição de 6 transformadores de corrente (69 kV): 3 do vão BTF_A (105C-09418/09419/09420); e 3 do vão BTF_B (105C-09415/09416/09417).

0,00 21.972,88

EL 230 kV CASCAVEL OEST LT 230 kV CASCAVEL OEST /CASCAVEL C-2 PR

Substituição da parte ativa/mecanismo de acionamento da seccionadora 230 kV circuito Cascavel C2.

0,00 4.953,97

EL 230 kV CASCAVEL OEST LT 230 kV CASCAVEL OEST /CASCAVEL C-1 PR


0,00 2.786,61

EL 138 kV PONTA G NORTE LT 138 kV PONTA G NORTE /UVARANAS C-1 PR

"Substituição de 24 transformadores de corrente (138 kV): vão ATF-A -105C-03941/03944/03945; vão ATF-B -105C-04844/04845/04846; vão DJ125 -105C-04784/04785/04786; vão DJ164 -105C-04793/04794/04795; vão DJ95 -105C-08077/08078/08079; vão DJ118 -105C-04790/04791/04792; vão DJ114 -105C-04787/04788/04789; e vão DJ134 -105C-10887/10888/10889."

0,00 30.640,15

EL 230 kV CASCAVEL LT 230 kV CASCAVEL OEST /CASCAVEL C-2 PR


4.953,97 0,00

EL 230 kV CASCAVEL LT 230 kV CASCAVEL OEST /CASCAVEL C-1 PR


2.786,61 0,00

CTEEP


RAP após recurso

Ref.: jun/16

EL 440 kV BAURU LT 440 kV BAURU /GETULINA C-2 SP

Substituição de 14 chaves seccionadoras: 5 chaves do vão Getulina (No. 17); 5 chaves do vão Getulina (No. 1); 2 chaves do vão Paralelo (No. 24-1); e 2 chaves do vão Paralelo (No. 24-3).

213.562,78 218.049,23

EL 440 kV BAURU LT 440 kV BAURU /GETULINA C-1 SP

Substituição de 14 chaves seccionadoras: 5 chaves do vão Getulina (No. 17); 5 chaves do vão Getulina (No. 1); 2 chaves do vão Paralelo (No. 24-1); e 2 chaves do vão Paralelo (No. 24-3).

213.290,80 217.771,54

IB 138 kV MG 138 kV DRACENA MG1 SP IB4

Módulo de Infraestrutura referente a Implantação de um módulo de interligação de barramentos, 138 kV, devido à ampliação do setor de 138 kV da Subestação Dracena. Disjuntor: 18324-2, Seccionadores: 1829-18329-190/192 e 3TC-24-2.(3)

0,00 31.798,57


Módulo de Infraestrutura referente a Implantação de um módulo de interligação de barramentos, 138 kV, devido à ampliação do setor de 138 kV da Subestação Dracena. Disjuntor: 18324-4, Seccionadores: 1829-186(35)/188(37) e 3TC-24-4.(2)

0,00 31.798,47


Módulo de Infraestrutura referente a Implantação de um módulo de interligação de barramentos, 138 kV, devido à ampliação do setor de 138 kV da Subestação Dracena. Disjuntor: 18324-3, Seccionadores: 1829-182(31)/184(33)e 3TC-24-3. )(1)

0,00 31.798,36

EL 138 kV LIMEIRA 1 LT 138 kV SANTA BARBARA /LIMEIRA 1 C-2 SP

Substituição de 17 seccionadores (9129-2/6(1)/10/12(3)/14/16/18(5)/20/22/24(7)/26/ 28/30(9)/32/34/36(11)/44), conforme observação.

35.750,71 42.809,09

EL 138 kV LIMEIRA 1 LT 138 kV SANTA BARBARA /LIMEIRA 1 C-1 SP


35.750,71 42.809,09

EL 138 kV LIMEIRA 1 LT 138 kV RIO CLARO 1 /LIMEIRA 1 C-2 SP


23.792,93 30.839,20

EL 138 kV LIMEIRA 1 LT 138 kV RIO CLARO 1 /LIMEIRA 1 C-1 SP


23.792,93 30.839,20

EL 138 kV LIMEIRA 1 LT 138 kV LIMEIRA 1 /MOGI MIRIM 3 C-2 SP


35.790,01 42.856,15

EL 138 kV LIMEIRA 1 LT 138 kV LIMEIRA 1 /MOGI MIRIM 3 C-1 SP


35.790,01 42.856,15

LT 138 kV ILHA SOLTEIRA 1 /JALES C-2 SP

Substituição de 3 (três) Estruturas, da LT 138 kV ILS-JAL, devido a queda, motivado por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016. 2 torres consideradas. 1 torre reparada

5.698,42 18.175,88

LT 230 kV H.BORDEN SUB /PIRATININGA C-1 SP

Substituição de 01 estruturas(torre 5) na LT 230 kV Henry Borden - Piratininga motivado por alto grau de corrosão.

6.161,38 9.054,93

LT 440 kV BAURU /CABREUVA C-1 SP

Substituição de 6 (seis) Estruturas (51 a 56), da LT 440 kV BAU-CAV, devido a queda, motivavo por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016. Considerado 5 Torres. 1 foi reparada (51).

110.523,71 146.887,54

LT 440 kV BOM JARDIM /TAUBATE C-1 SP

Substituição de 2 (duas) Estruturas (174 e 175), da LT 440 kV BOJ-TAU, devido a queda, motivado por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016. Considerado 1 Torre. 1 foi reparada (174).

23.001,38 18.341,49


RAP após recurso

Ref.: jun/16

LT 440 kV EMBU-GUACU /OESTE C-1 SP

Substituição de 11 (onze) Estruturas (590 a 600), da LT 440 kV EMG/OES, devido a queda, motivavo por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016. Considerado 5 Torres. 6 foram reparadas (590, 591, 593, 598, 599 e 600).

45.158,06 32.735,83

LT 440 kV ILHA SOLTEIRA /MIRASSOL II C-2 SP

Substituição de 5 (cinco) Estruturas (167 a 171), da LT 440 kV ILS/MIR 2 C1 e C2, devido a queda, motivavo por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016. Considerado 3 Torres. 2 foram reparadas (170 e 171).

19.723,86 18.873,56

LT 440 kV MOGI MIRIM 3 /SANTO ANGELO C-1 SP

Substituição de 4 (quatro) Estruturas (448 a 451), da LT 440 kV MOM3-SAA, devido a queda, motivavo por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016. Considerado 2 Torres. 2 foram reparadas (448 e 451).

41.075,96 32.754,31

LT 440 kV OESTE /BAURU C-2 SP

Substituição de 5 (cinco) Estruturas (51 a 55), da LT 440 kV BAU-OES C1/C2, devido a queda, motivavo por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016. Considerado 3 Torres. 2 foram reparadas (54 e 55).

32.873,10 31.455,94

TT 88/13,8 kV PIRITUBA AT2 SP Substituição de 1 transformador de aterramento, nº2. Substituição de3 TC's de bucha. Instalação de bacia coletora, parede corta-fogo e caixa separadora.

200.108,79 231.353,45

TT 88/0 kV ANHANGUERA SP TR-AT1 SP Substituição de 01 (Un) Tranformador de Aterramento - Posição - TR-AT-1 88/13,8 kV, na SE Anhanguera, devido a queima.

4.730,49 0,00

LT 440 kV BAURU /SALTO C-1 SP Substituição de 6 (seis) Estruturas (51 a 56), da LT 440 kV BAU-STO, devido a queda, motivavo por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016.

12.337,56 0,00

LT 440 kV CIA.B.ALUM.2 /EMBU-GUACU C-1 SP

Substituição de 11 (onze) Estruturas (590 a 600), da LT 440 kV EMG/CBA2, devido a queda, motivavo por ventos de altas intesidades ocorrido em 01/06/2016.

86.686,50 0,00

Eletrosul


RAP após recurso

Ref.: jun/16

MG 230 kV FOZ DO CHAPECO MG1 RS Módulo de infraestrutura de manobra associada ao módulo de entrada de linha para a SE Chapecó 2.

30.672,04 25.136,07

EL 138 kV FOZ DO CHAPECO CHAPECO 2

Entrada de Linha 138kV para a SE Chapecó 2. 610.717,52 500.374,30

RTL 500 kV 75 Mvar C.NOVOS RT4 SC Substituição das flexitestes dos circuitos Nova Santa Rita, Biguaçu e Areia, dos reatores 3 e 4, do TF7 e das barras.

0,00 206,14

EL 525 kV C.NOVOS LT 525 kV C.NOVOS /NOVA STA RITA C-1 SC/RS

Substituição das flexitestes dos circuitos Nova Santa Rita, Biguaçu e Areia, dos reatores 3 e 4, do TF7 e das barras.

0,00 222,04

EL 500 kV C.NOVOS LT 500 kV ABDON BATISTA /C.NOVOS C-1 SC

Substituição das flexitestes dos circuitos Curitiba e Biguaçu e dos TFs 5 e 6.

0,00 1.523,46

EL 230 kV BLUMENAU LT 230 kV GASPAR 2 /BLUMENAU C-1 SC

Substituição das flexitestes dos circuitos Joinville Norte, Joinville, Palhoça, Biguaçu e Itajaí 1 e 2, dos bancos de capacitores 1 e 2 e dos TFs 1, 2, 3 e 4.

0,00 1.751,16

MC 525 kV TR 525/230 kV GRAVATAI TR3 RS

Substituição dos PRs de Sic por ZnO dos TFs 1, 2 e 3 e do circuito Caxias.

40.402,01 43.772,90



42.096,83 43.971,35

MC 500 kV TR 500/230 kV SANTO ANGELO TR2 RS

Substituição dos para-raios 525kV de Sic por ZnO do TF2 e Reator 1.

24.319,81 29.610,93



41.310,18 0,00

EL 525 kV GRAVATAI LT 525 kV CAXIAS /GRAVATAI C-1 RS


19.284,68 0,00

MC 500 kV RTB 500 kV 150 Mvar SANTO ANGELO RT1 RS

Substituição dos para-raios 525kV de Sic por ZnO do TF2 e Reator 1.

21.303,90 0,00

Furnas


RAP após recurso

Ref.: jun/16

MG 345 kV MOGI CRUZES MG1 SP Troca da proteção existente no setor de 230 kV por uma proteção diferencial do tipo adaptativa.

0,00 58.224,02

MC 345 kV BC 345 kV 200 Mvar OURO PRETO 2 BC1 MG

Substituição de DISJUNTOR DJ70P4 do BC04. 0,00 177.704,76

IENNE


RAP após recurso

Ref.: jun/16

IB 500 kV MG 500 kV COLINAS MG5 TO IB5

Substituição do equipamento de transmissão SDH MSE 5001, desgastado e danificado prematuramente e obsoleto, pelo novo SDH MSE 5010. Foi adquirido um SDH adicional como sobressalente.

0,00 2.023,15

TAESA


RAP após recurso

Ref.: jun/16

MG 500 kV COLINAS MG4 TO

Aquisição e instalação de dois conjuntos de baterias/retificadores de 48VCC, independentes do sistema de proteção, para alimentação dos serviços auxiliares de telecomunicações e demais adequações necessárias.

40.696,93 37.213,27

EL 440 kV ASSIS LT 440 kV ASSIS /SUMARE C-1 SP

Modernização dos equipamentos de teleproteção da LT ASS/SUR, com a substituição dos equipamentos já fora de linha de produção e, no caso do sistema de fibras óticas, eliminando os equipamentos de amplificação hoje necessários.

0,00 17.946,80

EL 440 kV SUMARE LT 440 kV ASSIS /SUMARE C-1 SP

Modernização dos equipamentos de teleproteção da LT ASS/SUR, com a substituição dos equipamentos já fora de linha de produção e, no caso do sistema de fibras óticas, eliminando os equipamentos de amplificação hoje necessários.

0,00 17.946,80

MG 500 kV SAMAMBAIA MG1 DF Integração da supervisão da concessão Novatrans ao sistema de supervisão PowerCC.

155.275,00 141.983,46

Fonte: Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, de 8 de novembro de 2017.

103. Conforme consta na Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL as eventuais diferenças decorrentes das alterações propostas pela SCT por meio da Nota Técnica nº 438/2017-SCT/ANEEL foram incorporadas nas RAP e Parcelas de Ajustes das respectivas transmissoras.

104. A Tabela 5 a seguir apresenta as Parcelas de Ajuste calculadas em função das alterações propostas pela SCT na NT nº 0438/2017-SCT/ANEEL.

Tabela 5: Parcelas de Ajuste calculadas em função das alterações propostas pela SCT na NT nº 0438/2017-SCT/ANEEL.

Concessionária Contrato Grupo de Equipamento PA (R$)

Ref.: jun/17 BRILHANTE 008/2009 Rede Básica 18.922,03

CEEE-GT 055/2001

PELOTAS 3-230/138 kV 898,32 GRP 13,8 KV PELOTAS 3 445,49

PORTO ALEGRE 4-230/13,8 kV 60,32 PORTO ALEGRE 6-230/69 kV 203,89

PORTO ALEGRE 9-230/13,8 kV 94,34 SANTO ANGELO 2-230/69 kV 1.020,50

CEMIG-GT 006/1997 Rede Básica 99.858,01

GRP GOV.VALADARES 2 - CEMIG-D -20.581,76

CHESF

020/2010 ICG IGAPORA II 21.393,30

GRP 69 kV IGAPORA II BA - COELBA 396.674,19

061/2001

GRP ABAIXADORA - CHESF GERACAO 5.682,11 GRP DITC - CHESF - REDE 69 kV ABAIXADORA/ZEBU 6.668,29

GRP ABAIXADORA - COELBA 4.545,68 Rede Básica 1.161.411,67

GRP ANGELIM - CELPE 4.091,22 BONGI-230/13,8 kV 1.570,84

GRP BONGI - CELPE 86.955,76 GRP CAMACARI II - COELBA 5.727,65 GRP COTEGIPE - COELBA 46.767,66

COTEGIPE-230/69 kV 6.435,17 GRP GOVERNADOR MANGABEIRA - COELBA 3.272,01

GRP GOIANINHA - CELPE 3.281,73 MIRUEIRA-230/69 kV 1.050,10

GRP MIRUEIRA - CELPE 3.563,10 MOSSORO II-230/69 kV 6.571,90

GRP MOSSORO II - CONSERN 3.823,13 GRP NATAL II - CONSERN 1.135,98 GRP OLINDINA - COELBA 840,95

PIRAPAMA II-230/69 kV 5.700,32 GRP PIRAPAMA II - CELPE 29.566,47

PIRIPIRI-230/69 kV 7.354,65

COPEL-GT 060/2001 C.COMPRIDO-230/69 kV 25.945,27

GRP PONTA GROSSA NORTE - COPEL - D 93.691,14

CTEEP 059/2001

Rede Básica -61.847,08 GRP DITC - CTEEP - EQP 138/88 kV 205.312,64

GRP PIRITUBA 88 kV SP - DIT 8.266,18 GRP 88 kV ANHANGUERA SP -7.153,38

ELETROSUL

002/2011 Rede Básica -12.009,60

GRP FOZ DO CHAPECO - CELESC -239.376,01 005/2006 Rede Básica 1.352,93 010/2005 Rede Básica 4.719,63 057/2001 Rede Básica -196.797,13

FURNAS 062/2001 Rede Básica 122.354,50 IENNE 001/2008 Rede Básica 3.692,16

TAESA 011/2005 Rede Básica -3.754,69 040/2000 Rede Básica 51.229,92 095/2000 Rede Básica -14.325,61

Fonte: Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, de 8 de novembro de 2017.

Correções Diversas

105. A SGT propôs, de ofício, correções e ajustes nos cálculos referente às concessionárias CEEE-GT (Contrato de Concessão nº 55/2001) e Chesf (Contrato de Concessão nº 61/2001).

106. Tais ajustes estão justificados nos itens 114 a 120 da Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, e devem ser acolhidas por este Colegiado.

107. Dessa forma, além das alterações resultantes da análise dos Pedidos de Reconsideração, devem ser realizadas as correções apresentadas na seção III.3 da Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL.

108. Os Quadros 3 e 4 apresentam a variação da RAP e da PA das Concessionarias após a análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções, de ofício, sugeridas pela SGT.

Quadro 3 – RAP das concessionárias após a análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções de ofício, sugeridas pela SGT.

Concessionária Contrato RAP REH 2.258/2017 RAP com alterações Variação (%) CHESF 061/2001 2.945.190.868,10 2.946.322.063,54 0,038%

ELETROSUL 010/2005 127.935.592,07 127.937.139,49 0,001% FURNAS 062/2001 4.415.043.771,76 4.415.288.187,51 0,006% CTEEP 059/2001 2.457.248.588,74 2.471.041.077,82 0,561%

CEMIG-GT 006/1997 687.018.817,01 687.102.189,48 0,012% ELETROSUL 057/2001 1.065.429.353,97 1.064.724.552,21 -0,066%

CEEE-GT 055/2001 646.026.866,68 646.083.053,26 0,009% BRILHANTE 008/2009 46.856.286,21 46.915.730,14 0,127% COPEL-GT 060/2001 474.197.586,10 432.731.938,95 -8,744%

TAESA 040/2000 88.077.706,49 88.114.164,65 0,041% CHESF 020/2010 8.352.302,56 8.787.370,63 5,209%

ELETROSUL 005/2006 42.066.029,40 42.066.472,99 0,001% TAESA 011/2005 230.277.807,43 230.274.268,97 -0,002% TAESA 095/2000 517.164.423,46 517.150.922,86 -0,003% IENNE 001/2008 45.545.675,63 45.547.771,56 0,005%

ELETROSUL 002/2011 7.223.337,46 7.735.976,39 7,097% CHESF 005/2012 63.256,86 0,00 -100,000%

Demais Contratos 9.932.991.246,71 9.932.991.246,71 0,00%

TOTAL 23.736.709.516,64 23.710.814.127,23 -0,109% Fonte: Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, de 8 de novembro de 2017.

Quadro 4 – PA das concessionárias após a análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções de ofício, sugeridas pela SGT.

Concessionária Contrato PA REH 2.258/2017 PA com alterações Variação (%) CHESF 061/2001 -35.141.244,85 -33.679.881,88 4,159%

FURNAS 062/2001 -47.348.756,36 -47.226.401,86 0,258% CEMIG-GT 006/1997 131.865.336,29 132.537.049,81 0,509%

ELETROSUL 057/2001 -21.271.919,46 -22.843.052,47 -7,386% COPEL-GT 060/2001 -8.706.351,93 -8.586.715,52 1,374% CEEE-GT 055/2001 -9.514.209,16 -9.607.449,15 -0,980%

CTEEP 059/2001 -29.437.522,52 -25.583.385,53 13,093% ELETROSUL 002/2011 2.619.548,22 3.742.498,49 42,868%

CAIUÁ-T 007/2012 -2.566.013,25 -2.562.504,04 0,137% TAESA 040/2000 -7.456.542,18 -7.405.312,26 0,687% TAESA 095/2000 -30.414.805,22 -30.429.130,83 -0,047% TAESA 011/2005 -13.496.066,38 -13.499.821,07 -0,028%

ELETROSUL 005/2006 -2.510.001,20 -2.508.648,27 0,054% BRILHANTE 008/2009 12.495.722,61 12.529.832,81 0,273%

IENNE 001/2008 -2.637.636,44 -2.633.944,28 0,140%

CHESF 020/2010 -209.933,13 186.741,06 Passou de Negativo

para Positivo ELETROSUL 010/2005 -7.809.681,50 -7.804.961,87 0,060%

CHESF 005/2012 65.346,58 0,00 -100,000% Demais Contratos -309.378.923,69 -309.378.923,69 0,00%

TOTAL -380.853.653,57 -374.754.010,55 1,602% Fonte: Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, de 8 de novembro de 2017, com alterações. A tabela apresentada na Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL contém um erro material, uma vez que não considerou uma Parcela de Ajuste no valor de R$ 3.709.558,63 a ser recebida pela CTEEP, acrescentada após a análise dos Pedidos de Reconsideração. O referido erro foi corrigido neste Voto.

109. Assim, devem ser aprovados os anexos à Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL, listados a seguir, com as informações que deveriam ter sido consideradas na publicação da Resolução Homologatória nº 2.258, de 2017, parte integrante deste Voto.

a) Anexo I – Consolidado de RAP das concessionárias de transmissão;

b) Anexo II – Encargos das distribuidoras;

c) Anexo III – Encargos de consumidores e geradores;

d) Anexo IV – valores da PA para o período 2017-2018;

e) Anexo V – ativos das concessionárias de transmissão com as respectivas receitas associadas, bem como lista dos ativos de conexão associados aos usuários e encargos a serem pagos e,

f) Anexo VI – planilhas com a memória de cálculo das PA citadas na Nota Técnica nº 349/2017-SGT/ANEEL. Todos os anexos estão apresentados em meio digital.

110. Ressalta-se que, não havendo ajuste de tarifa dos usuários, todas as alterações serão contempladas no reajuste anual das receitas do ciclo 2018-2019, com o reajuste nos valores.

III – DIREITO

77. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:

a) Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; b) Lei n. 9.074, de 7 de julho de 1995; c) Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996; d) Decreto n. 2.335, de 6 de outubro de 1997; e) Lei n. 12.783, de 11 de janeiro de 2013;

IV – DISPOSITIVO

111. A partir de tais argumentos e do que consta no Processo nº 48500.000903/2017-32, voto por conhecer dos Pedidos de Reconsideração apresentados contra a Resolução Homologatória nº 2.258, de 27 de junho de 2017, para, no mérito:

i) negar provimento aos pleitos da ATE III Transmissora de Energia S.A, da Brasnorte Transmissora de Energia S.A., da Coqueiros Transmissora de Energia S.A., da Companhia Leste Paulista de Energia – CPFL Leste Paulista, da Companhia Luz e Força de Mococa – CPFL Mococa, da Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL Santa Cruz, da Companhia Sul Paulista de Energia – CPFL Sul Paulista, da Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. – EATE, da Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. – ECTE, da Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. – ENTE, da Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. – ERTE, da Empresa Paranaense de Transmissão de Energia S.A. – ETEP, da Empresa de Transmissão Serrana S.A. – ETSE, da Evrecy Participações Ltda., da Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. – IEJapi, da Interligação Elétrica Pinheiros S.A. – IE Pinheiros, da Jauru Transmissora de Energia S.A. – JTE, da Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica, da State Grid Brazil Holding, Sistema de Transmissão Catarinense S.A. – STC e da Vila do Conde Transmissora de Energia S.A. – VCTE;

ii) dar provimento parcial aos pleitos da Brilhante Transmissora de Energia S.A., da Caiuá Transmissora de Energia S.A., da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT, da Celg Geração e Transmissão S.A., - Celg-GT, da Cemig Geração e Transmissão S.A. – Cemig-GT, da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf, da Copel Geração e Transmissão S.A. – Copel-GT, da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP, da Eletrosul Centrais Elétricas S.A., de Furnas Centrais Elétricas S.A., da Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A. – IENNE e da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. – Taesa;

iii) dar provimento aos pleitos da Rio Grande Energia S.A. – RGE e RGE Sul Distribuidora de Energia S.A.; b) aprovar a variação da Receita Anual Permitida – RAP das concessionárias de transmissão, decorrente da análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções efetuadas pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, listadas na Nota Técnica n° 349/2017-SGT/ANEEL;

iv) aprovar os anexos à Nota Técnica n° 349/2017-SGT/ANEEL;

v) determinar que as alterações ocorram no reajuste anual das receitas do ciclo 2018-2019, com o correspondente reajuste nos valores; e

vi) determinar que a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT e a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado – SRM avaliem a necessidade de atualização da fórmula de cálculo da Receita Bruta, constante do item 10 do submódulo 9.7 do PRORET, a fim de se compatibilizar com os procedimentos de cálculo dos encargos setoriais adotados nos Submódulos 5.5 e 5.6 do PRORET.

Brasília, 12 de junho de 2018.

TIAGO DE BARROS CORREIA

Diretor

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

DESPACHO Nº , DE DE DE 2018

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que consta do Processo nº 48500.000903/2017-32 decide: I) conhecer do Pedido de Reconsideração apresentado contra a Resolução Homologatória nº 2.258, de 27 de junho de 2017, e, no mérito, i) negar provimento aos pleitos da ATE III Transmissora de Energia S.A, da Brasnorte Transmissora de Energia S.A., da Coqueiros Transmissora de Energia S.A., da Companhia Leste Paulista de Energia – CPFL Leste Paulista, da Companhia Luz e Força de Mococa – CPFL Mococa, da Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL Santa Cruz, da Companhia Sul Paulista de Energia – CPFL Sul Paulista, da Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. – EATE, da Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. – ECTE, da Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. – ENTE, da Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. – ERTE, da Empresa Paranaense de Transmissão de Energia S.A. – ETEP, da Empresa de Transmissão Serrana S.A. – ETSE, da Evrecy Participações Ltda., da Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. – IEJapi, da Interligação Elétrica Pinheiros S.A. – IE Pinheiros, da Jauru Transmissora de Energia S.A. – JTE, da Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica, da State Grid Brazil Holding, Sistema de Transmissão Catarinense S.A. – STC e da Vila do Conde Transmissora de Energia S.A. – VCTE; ii) dar provimento parcial aos pleitos da Brilhante Transmissora de Energia S.A., da Caiuá Transmissora de Energia S.A., da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT, da Celg Geração e Transmissão S.A., - Celg-GT, da Cemig Geração e Transmissão S.A. – Cemig-GT, da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf, da Copel Geração e Transmissão S.A. – Copel-GT, da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP, da Eletrosul Centrais Elétricas S.A., de Furnas Centrais Elétricas S.A., da Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A. – IENNE e da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. – Taesa; iii) dar provimento aos pleitos da Rio Grande Energia S.A. – RGE e RGE Sul Distribuidora de Energia S.A.; II) aprovar a variação da Receita Anual Permitida – RAP das concessionárias de transmissão, decorrente da análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções efetuadas pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, listadas na Nota Técnica n° 349/2017-SGT/ANEEL; III) aprovar os anexos à Nota Técnica n° 349/2017-SGT/ANEEL; e IV) determinar que as alterações devidas ocorram no reajuste anual das receitas do ciclo 2017-2018, com o correspondente reajuste nos valores.

ROMEU DONIZETE RUFINO

VOTO PROCESSO: INTERESSADAS: RELATOR: ASSUNTO I – … · 2018-06-07 · anual é a mais adequada,...

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