Processos: 48500.007747/2022-06.

Nota Técnica nº 103/2024-STR/ANEEL

Em 08 de julho de 2024.

Processos: 48500.007747/2022-06.

Assunto: Resultados da Consulta Pública – CP nº 012/2024 e da Revisão Periódica da Receita Anual Permitida – RAP dos Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, com vigência a partir de 1º de julho de 2023.

I - DO OBJETIVO

1. Esta Nota Técnica tem como objetivo avaliar as contribuições recebidas no âmbito da Consulta Pública – CP nº 012/2024 e apresentar o resultado da Revisão Periódica de 2023 da Receita Anual Permitida – RAP, ora denominada de “RPR-2023”, dos Contratos de Concessão de Transmissão de Energia prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, com vigência retroativa a partir de 1º de julho de 2023, em conformidade com os ditames contratuais e com a regulamentação vigente.

II - DOS FATOS

2. Os Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica, celebrados entre a União e as empresas listadas na Tabela 1, foram prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, definindo em sua cláusula oitava as regras de revisão para manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

*

A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Documento assinado digitalmente.

Tabela 1 – Contratos de Concessão Prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.

Concessionária	Contrato de Concessão
CEMIG-GT	6/1997
CEEE-T	55/2001
CGT ELETROSUL	57/2001
ELETRONORTE	58/2001
CTEEP	59/2001
COPEL-GT	60/2001
CHESF	61/2001
FURNAS	62/2001
EDP GOIÁS	63/2001

3. A cláusula oitava desses contratos, definiu a data da primeira revisão periódica da RAP para 1º de julho de 2018, com periodicidade de 5 anos, nos termos transcritos a seguir. Portanto, a segunda revisão estava prevista para ocorrer em 1º de julho de 2023.

“CLÁUSULA OITAVA – REVISÃO DA RECEITA ANUAL PERMITIDA (...)

A ANEEL procederá, a cada cinco anos, à REVISÃO PERIÓDICA da RECEITA ANUAL PERMITIDA estabelecida no caput da Cláusula Sétima deste TERMO ADITIVO, conforme regulamentação, alterando-a para mais ou para menos, considerando os estímulos à eficiência e à modicidade tarifária.

Primeira Subcláusula – A primeira revisão periódica será realizada em 1º de julho de 2018.”

4. Por meio do Despacho nº 1.107, de 22 de abril de 2021, a ANEEL decidiu, excepcionalmente para essa revisão periódica, que as obras de pequeno porte que entraram em operação comercial em data anterior a 31 de janeiro de 2018 são elegíveis para a revisão periódica da RAP de 2023 das transmissoras prorrogadas, desde que atendidos os requisitos definidos no referido Despacho.

5. No âmbito da Tomada de Subsídios – TS nº 22/2022, dividida em duas fases e com período de contribuições entre 17/11/2022 e 2/3/2023, a Agência, com o apoio das concessionárias e do Operador Nacional do Sistema – ONS, consolidou as informações preliminares referentes à elegibilidade dos ativos a serem considerados na presente revisão, bem como os dados relativos às receitas auferidas com outras atividades, denominadas de Outras Receitas.

6. Em 31 de janeiro de 2023, a Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica – ABRATE, por meio da Carta CT-004/20231, solicitou a postergação da Revisão Periódica da RAP das concessionárias prorrogadas em um ano, de 1º de julho de 2023 para 1º de julho de 2024.

7. Por meio do Despacho nº 402, de 14 de fevereiro de 2023, a ANEEL deu provimento ao pedido interposto pela ABRATE. Diante do exposto, os efeitos financeiros decorrentes da presente revisão deverão retroagir a 1º de julho de 2023.

8. Por meio do Despacho nº 829, de 24 de março de 2023, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT aprovou o valor da taxa regulatória de remuneração do capital do segmento de transmissão de energia elétrica, também conhecido como WACC2, a ser utilizado nos processos de revisão da RAP das transmissoras com data contratual em 1º de julho de 2023.

9. Em 30 de janeiro de 2024, por meio da Resolução Normativa nº 1.083, de 2024, após as discussões ocorridas no âmbito da prioridade 1 da Consulta Pública nº 31/2023, foi aprovada a revisão

4.2 do Submódulo 9.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, que estabelece os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização das revisões periódicas das receitas dos contratos de concessão de transmissão não licitados, dentre os quais estão incluídos os Contratos de Concessão apresentados na Tabela 1 desta Nota Técnica.

1 SIC nº 48513.002406/2023-00.

2

Weighted Average Cost of Capital.

10. Em 2 de fevereiro de 2024, por meio do Despacho nº 335, de 2024, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF aprovou o Anexo do Relatório de Avaliação a ser encaminhado pelas concessionárias de transmissão até o dia 11 de março de 2024 com as informações necessárias para o processamento da revisão periódica da RAP das empresas com revisão prevista para 2023 e 2024.

11. Em 11 de março de 2024, as nove concessionárias prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, encaminharam os Relatórios de Avaliação necessários ao processamento da revisão, conforme definido no Despacho nº 335, de 2024. No entanto, em uma análise preliminar, verificou-se que a qualidade geral das informações estava muito aquém do necessário para o início dos cálculos, com dados contendo diversas inconsistências que impediam o prosseguimento do processo.

12. Após diversas interações com as empresas, conduzidas por meio de correio eletrônico e reuniões, as concessionárias sanaram parte das inconsistências identificadas e reenviaram os dados à ANEEL. A finalização do envio de arquivos contendo dados minimamente consistentes para o processamento do cálculo preliminar da revisão ocorreu em 25 de março de 2024, duas semanas após o prazo limite de 11 de março de 2024.

13. Por meio do Memorando nº 56/2024-SFF/ANEEL3, de 1º de abril de 2024, a SFF encaminhou à STR a Base de Remuneração constante dos Relatórios de Avaliação das transmissoras prorrogadas. A SFF destacou que os valores apresentados se referem aos dados informados pelas concessionárias no Relatórios de Avaliação e na Solicitação de Documentos e Informações – SDI nº 1 e que esses valores ainda estavam sob processo de validação e fiscalização da SFF. Portanto, após a conclusão dos trabalhos em andamento, eram esperadas alterações nos resultados preliminares apresentados.

14. A Nota Técnica nº 58/2024-STR/ANEEL4, de 19 de abril de 2024, instruiu o cálculo preliminar da revisão periódica da RAP das transmissoras listadas na Tabela 1, com vistas às obter subsídios por meio da Consulta Pública nº 012/2024, que vigorou de 24 de abril a 27 de maio de 2024, após pedido de extensão do período de contribuições formulado pela ABRATE e parcialmente acatado pela Diretora-Relatora.

15. Em 23 de abril de 2024, por meio da Resolução Normativa nº 1.088, de 2024, após as discussões ocorridas no âmbito da prioridade 2 da Consulta Pública nº 31/2023, foi aprovada a revisão

4.3 do Submódulo 9.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária.

16. Em 25 de junho de 2024, por meio da Resolução Normativa nº 1.096, de 2024, após as discussões ocorridas no âmbito da prioridade 3 da Consulta Pública nº 31/2023, foi aprovada a revisão

4.4 do Submódulo 9.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária, tratando do custo operacional regulatório das transmissoras prorrogadas a ser considerado no presente processo.

17. Por meio do Memorando nº 128/2024-SFF/ANEEL5, de 08 de julho de 2024, a SFF encaminhou as informações referentes à Base de Remuneração Regulatória – BRR das transmissoras prorrogadas para consideração no presente processo, após conclusão do processo de fiscalização.

3 SIC nº 48536.001197/2024-00.

5

4 SIC nº 48580.001558/2024-00. SIC nº 48536.003958/2024-00.

III - DA ANÁLISE

18. Conforme já mencionado, os custos operacionais eficientes associados às transmissoras listadas na Tabela 1 foram consolidados na versão 4.4 do Submódulo 9.1 do Proret. Além disso, a BRR das empresas foi devidamente validada e fiscalizada pela SFF. Assim, as revisões ora tratadas poderão ser processadas em caráter definitivo.

III.1 – CONTRIBUIÇÕES DA CONSULTA PÚBLICA – CP 012/2024

19. A CP nº 012/2024, que vigorou de 24 de abril a 27 de maio de 2024, teve como objetivo obter subsídios ao processo de revisão periódica da RAP dos contratos de concessão prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, com vigência a partir de 1º de julho de 2023.

20. Foram recebidas 80 contribuições de 19 instituições, distribuídas conforme Tabela 3:

Tabela 3 – Instituições participantes e quantidade de contribuições da CP 012/2024.

Instituição	Nº de contribuições
ABRATE	4
CEEE-T	14
CEMIG-GT	15
CGT ELETROSUL	2
CHESF	5
COCEN CPFL PIRATININGA	1
CONCCEL DMED	1
CONCEN EMS	1
ConEDPES	1
CONERGE Enel CE	1
COPEL-GT	3
CTEEP	11
EDP GOIÁS	6
Elektro	1
Eletrobras	5
ELETRONORTE	3
FURNAS	3
RRE	1
SRE/MF	2
Total	80

21. As contribuições foram agrupadas em 15 temas, relacionados na Tabela 4, e analisadas conforme Relatório de Análise de Contribuições – RAC disposto no Anexo I desta Nota Técnica.

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22. Cabe destacar, como foi reforçado na abertura da referida consulta pública, que a avaliação final sobre a elegibilidade e a valoração dos ativos considerados no presente cálculo coube à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF considerando os aspectos patrimoniais e ontábeis, ouvida a Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR sempre que

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necessário, quanto aos aspectos regulatórios e tarifários.

Figura 1 – Responsabilidades no fluxo de tratamento de dados.

23. As contribuições referentes ao cálculo da revisão e à aplicação da metodologia vigente foram analisadas e respondidas pela STR. As contribuições referentes à eligibilidade foram analisadas em conjunto com a SFF e as respectivas respostas correspondem ao consenso entre as duas superintendências.

Tabela 4 – Temas e categorias das contribuições apresentadas na CP 012/2024.

Tema	Nº de contribuições por Categoria
	Cálculo	Elegibilidade	Metodologia
Almoxarifado de operações	1
Ativos sem remuneração	2
Base Blindada RBNI	6	2
Base Blindada RBSE (Econômico)	9
Base Incremental	2	17	3
Base Incremental com RAP Prévia	3	2
Base Incremental sem RAP Prévia	2	2
CAIMI	3
CAOM			1
Desativações	4
Geral	1		5
Obrigações Especiais	7
Outras Receitas	3		1
Parcela de Ajuste	3
SIGET	1
Total	47	23	10

d

24. A Tabela 5 apresenta o resultado dos aproveitamentos das contribuições recebidas. Sessenta e cinco por cento das contribuições foram acatadas, integralmente ou parcialmente, emonstrando que os subsídios apresentados contribuíram significativamente para o aprimoramento do

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processo de revisão, reforçando a importância das ferramentas de participação pública implementadas pela Agência.

Tabela 5 – Aproveitamento das contribuições apresentadas na CP 012/2024.

Aproveitamento	Nº de contribuições	%
Acatada	33	41%
Parcialmente Acatada	19	24%
Não Acatada	23	29%
Fora do escopo	5	6%
Total	80	100%

25. Dentre as contribuições apresentadas, algumas merecem destaque quanto ao encaminhamento, dado seu caráter geral ou impacto no cálculo da RPR 2023.

III.1.1 – INCLUSÃO DA ANUIDADE PARA MELHORIAS NA PA POSTERGAÇÃO

26. A partir de contribuições de CTEEP e EDP Goiás, identificou-se que a PA Postergação estabelecida na abertura da CP não estava considerando o pagamento da Anuidade para execução de Melhorias de Pequeno Porte referente ao ciclo de 2023-2024, que é devida às concessionárias, mas que não foi considerada no processo de reajuste da RAP do ciclo 2023-2024.

27. O acerto resultou em um acréscimo de cerca de R$ 205 milhões na PA Postergação.

III.1.2 – AJUSTE NO CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO DE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS

28. A partir de contribuições de CEMIG-GT, CTEEP, EDP Goiás, CEEE-T, Eletrobras e ABRATE, o cálculo da remuneração sobre obrigações especiais foi ajustado para considerar conjuntamente tanto os valores dos ativos de RBSE quanto os valores dos ativos de RBNI.

29. O ajuste no cálculo resultou em um aumento de quase R$ 29 milhões na remuneração de obrigações especiais.

III.1.3 – COMPLEMENTAÇÃO E RETIFICAÇÃO DE INFORMAÇÕES SOBRE OUTRAS RECEITAS

30. EDP Goiás, Eletronorte e CGT Eletrosul aproveitaram a consulta pública e encaminharam complementações e retificações relacionadas aos contratos de Outras Receitas, em relação ao que tinha sido encaminhado no âmbito da TS 22/2022.

31. A complementação dos dados e as retificações solicitadas pelas concessionárias resultaram em um acréscimo da ordem de R$ 23 milhões no montante capturado para a modicidade tarifária.

3

2.

Por ocasião da abertura da CP, não havia informações consolidadas a respeito do VNR não

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III.1.4 – CUSTOS DE DESATIVAÇÃO E RESSARCIMENTO DO VNR NÃO DEPRECIADO EM DECORRÊNCIA DE REFORÇOS AUTORIZADOS

depreciado das instalações substituídas ou desativadas em decorrência de reforços autorizados pela ANEEL, nem sobre os ativos retirados de operação que foram reaproveitados ou não pelas transmissoras. Além disso, naquela ocasião, também não estavam disponíveis os custos de desativação associados às obras de substituição em módulos incompletos ou valoradas pelo Valor Original Contábil – VOC.

33. Por essa razão, não puderam ser calculados na abertura da CP os custos de desativação de que trata o parágrafo 87 do submódulo 9.16 do Proret, nem o ressarcimento de que trata o parágrafo 27 do submódulo 9.77 do Proret.

34. Ao longo do processo de fiscalização, tais informações foram solicitadas pela SFF. Contudo, algumas concessionárias enfrentaram dificuldades em apresentar e conciliar essas informações a tempo de serem consideradas no presente processo de revisão. Os dados das concessionárias que atenderam à solicitação da SFF dentro do prazo estabelecido e que foram devidamente validadas por aquela superintendência, foram considerados pela STR no cálculo apresentado nesta Nota Técnica.

35. Destaca-se que apenas os custos de desativação e ressarcimento informados pela SFF que possuíam a devida conciliação de IdeMdl e IdeRct_SGPMR foram considerados no cálculo. Essa exigência é essencial para se identificar adequadamente os registros que se enquadram nessas situações e suas características8, de modo que sejam repassados às transmissoras apenas os valores associados aos casos que atendam aos critérios estabelecidos no regulamento.

36. Diante do exposto, em conformidade com o regulamento vigente, os custos de desativação, quando devidamente identificados e conciliados com IdeMdl e IdeRct_SGPMR válidos e associados às obras de substituição em módulos incompletos ou valoradas pelo VOC, foram adicionados ao VNR correspondente, em analogia ao que ocorre com os custos de desativação nos casos dos investimentos integralmente valorados pelo Banco de Preços de Referência da ANEEL.

37. Quanto aos ressarcimentos dos valores de VNR não depreciados, quando devidamente identificados e conciliados com IdeMdl e IdeRct_SGPMR válidos e associados a obras de substituição ou desativação em decorrência de reforços autorizados pela ANEEL em que o equipamento retirado de operação não foi reutilizado, os montantes correspondentes foram considerados por meio de Parcela de Ajuste (PA) Outros Ajustes a ser recebida pelas concessionárias ao longo do ciclo 2024-2025, atualizada pelo IPCA para preços de junho de 2024.

38. Nesse contexto, destaca-se, também, que, tanto no Contrato de Concessão quanto no regulamento vigente, não há previsão de aplicação de qualquer índice diferente do índice inflacionário definido em contrato para a atualização da PA.

39. Por fim, a SFF ainda informou à STR os montantes auferidos pelas transmissoras com a alienação de bens ao longo do período de 2018 a 2023, em conformidade com o parágrafo 29 do submódulo 9.7 do Proret. Em relação a esses valores, entende-se que nenhum tratamento adicional é necessário, pois conforme consta no MCSE, o resultado líquido auferido com a alienação de bens deve ser

6 Versão 4.4 do submódulo 9.1 do Proret.

7 Versão 2.1 do submódulo 9.7 do Proret.

r

8 É preciso ter clareza se a obra correspondente foi valorada pelo BPR ou VOC, se são módulos completos ou incompletos, eforços ou melhorias etc.

depositado em conta bancária específica e posteriormente aplicado na concessão9. Além disso, os valores vinculados aos bens destinados à alienação não poderão ser reintegrados ao imobilizado ou intangível10.

40. O valor total a ser ressarcido às concessionárias ao longo do ciclo 2024-2025 referente ao valor não depreciado de ativos substituídos ou desativados em decorrência de reforço e que não foram reutilizados é de R$ 8,7 milhões. O valor total referente a custos de desativação que foram somados ao VNR dos módulos correspondentes é de R$ 18,5 milhões.

41. Conforme informado pela SFF, as concessionárias que não conseguiram disponibilizar os dados solicitados no prazo inicialmente estabelecido, poderão fazê-lo em momento posterior e, uma vez validados pela fiscalização, serão considerados pela STR no processo de reajuste subsequente.

III.1.5 – DEPRECIAÇÃO ACUMULADA ENTRE 1º/FEV/2023 E 30/JUN/2023

42. A consideração da depreciação acumulada referente ao período de 1º de fevereiro de 2023 a 30 de junho de 2023 para cálculo da RAP Revisada, em especial para a RBSE, foi objeto de contribuição de sete concessionárias e da ABRATE, evidenciando a necessidade de esclarecimentos adicionais aos que constam da Nota Técnica nº 58/2024-STR/ANEEL11, de 19 de abril de 2024, acerca da motivação da ANEEL para tal, em especial que:

a) Não há que se falar em aplicação de “tratamento ad hoc” para a base blindada RBSE; pelo contrário: é essencial a consideração da depreciação acumulada referente ao período de 1º de fevereiro de 2023 a 30 de junho de 2023 para o cálculo do Custo Anual dos Ativos (CAA) da RBSE a fim de uniformizar o tratamento com aquele dispensado às bases blindada e incremental da RBNI na RPR 2023. Inclusive esse foi o mesmo tratamento conferido à Base de Remuneração Regulatória da RBNI na RPR 2018;

b) O tratamento dado pela ANEEL está em conformidade com a regulamentação aplicável;

c) Não há “efeitos a menor” para a Remuneração de Capital (parcela RC) a ser incorporada à RAP. Caso se considerasse somente a depreciação acumulada até 31 de janeiro de 2023, haveria apenas “efeitos a maior”, em desfavor dos usuários dos sistemas de transmissão; e

d) Tão pouco há neutralização dos efeitos ao término da vida útil dos ativos; os “efeitos a maior” permaneceriam.

43. Primeiramente, é importante ressaltar que no cálculo da parcela da RAP revisada dos módulos da base blindada e incremental da RBNI, a Base de Remuneração Regulatória Líquida (BRRl) foi obtida considerando-se a depreciação acumulada (DAC) entre a data de entrada em operação da obra e

9 “[...] (g) Depositar o produto da alienação de bens e instalações, já deduzidos os encargos incidentes sobre eles, em conta bancária vinculada, aberta para esse fim, controlada contabilmente em nível de registro suplementar ou sistema auxiliar, até a definitiva aplicação dos recursos na concessão ou permissão.” (seção “6.3.6.1 Desativações” do MCSE).

o

1

10 “[...] 7. Os valores contabilizados na conta (1114.1 - Bens destinados à alienação) não poderão ser reintegrados ao imobilizado u intangível” (MCSE).

1 NUP: 48580.001558/2024-00.

30 de junho de 2023, conforme mencionado no parágrafo 76 da Nota Técnica nº 58/2024-STR/ANEEL e facilmente verificado na planilha de cálculo disponibilizada12 na abertura da CP 12/2024.

44. Esse procedimento foi aplicado na RPR de 2018 e é utilizado no cálculo da receita provisória estabelecida nos processos autorizativos, em que se considera a depreciação acumulada até 30 de junho do ano da revisão subsequente à data prevista para entrada em operação comercial da obra, conforme pode ser observado nas planilhas de cálculo das receitas autorizadas anexas aos processos de autorização de reforços e melhorias instruídos pela SCE.

45. No caso da base blindada RBSE, que é tratada de forma de agregada e, portanto, não possui uma data de entrada em operação específica para os módulos que a compõe, o cálculo segue os mesmos princípios, mas é realizado de forma ligeiramente distinta. Primeiro, calcula-se a depreciação acumulada adicional correspondente aos cinco meses completos do período de 1º de fevereiro de 2023 a 30 de junho 2023, levando-se em conta a Taxa Média de Depreciação Contábil (TMDC) informada no laudo. Em seguida, soma-se esse valor à depreciação acumulada apurada no laudo, que considera a depreciação das instalações até 31 de janeiro de 2023.

46. Diante do exposto, percebe-se que não há qualquer tratamento ad hoc para a base blindada da RBSE. O tratamento é idêntico para todos os casos, utilizando-se o dia anterior (30 de junho de 2023) à data-base da revisão (1º de julho de 2023), para determinação do percentual e, consequentemente, do valor em Reais de depreciação acumulada.

47. A regulamentação vigente, em especial no que se refere aos critérios para avaliação da BRR, evidencia a necessidade e a preocupação do Regulador em estabelecer marcos bem definidos e coerentes entre revisões subsequentes para determinação da base blindada e da base incremental. Nesse contexto, é fundamental avaliar se a revisão em processamento está concatenada com as revisões e cálculos realizados anteriormente, obedecendo aos princípios intrínsecos na regulamentação vigente, dos quais destacamos dois: (i) que os novos investimentos que atendam todos critérios regulatórios de elegibilidade estejam contemplados na base incremental da revisão em processamento; e (ii) que o “ponto de final” de determinada revisão seja o “ponto de partida” da revisão subsequente, de forma a evitar hiatos ou sobreposições.

48. Foi com base nos citados princípios regulamentares que os cálculos das bases blindadas RBSE e RBNI e da base incremental RBNI foram estruturados, buscando-se a perfeita concatenação entre os processos de revisão e cálculos anteriores de receita, sem a introdução de vieses.

49. Em especial para o caso da RBSE, é necessário resgatar mais uma vez o histórico de formação desse componente, conforme citado na Nota Técnica nº 58/2024-STR/ANEEL13, de 19 de abril de 2024. Inicialmente, essa parcela de receita foi reincorporada à RAP das transmissoras prorrogadas no ciclo 2017-2018, nos termos da Portaria MME nº 120/2016, com início de pagamento em 1º/7/2017. Naquela ocasião, o cálculo considerou, como ponto de partida, uma Base de Remuneração Regulatória Líquida (BRRl) depreciada até a data de 30 de junho de 2017.

e

1

“BRL” das abas Base Incremental e Base Blindada da planilha.

3 NUP: 48580.001558/2024-00

Documento assinado digitalmente.

12 Disponível em xxx.xxxxx.xxx.xx, Participação Social / Consultas Públicas / Encerradas / Consulta 012/2024, arquivo Revisao- RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2---abertura-CP---correcao-FlagEncontrado-25abr2024.xlsb. Ver colunas: “DACPercentual”, “DAC”

50. Além disso, calculou-se o valor do componente econômico da RBSE a vigorar entre 1º/7/2017 até 30/6/2018, considerando o pagamento de uma Quota de Reintegração Regulatória (QRR) referente a 12 meses de depreciação, ou seja, até 30/6/2018, e de uma remuneração de capital compatível com essa depreciação. A partir de 1º/7/2018 esse componente passaria por revisão e seria novamente recalculado.

51. Porém, quando da revisão da RAP de 2018, a Agência alterou a data-base de cálculo da depreciação acumulada, antecipando-a para 31/1/2018. Portanto, na apuração da Base de Remuneração Líquida da revisão de 2018, ao invés de se deduzir uma QRR referente a 12 meses, em relação a 1º/7/2017, compatível com o cálculo da receita realizado no ciclo 2017-2018, foi utilizada uma QRR equivalente a 7 meses de depreciação (de 1º/7/2017 a 31/1/2018), gerando uma BRRl menos depreciada do que de fato estava e descasada da BRRl estabelecida no ciclo 2017-2018.

52. Diante do exposto, as empresas têm recebido de forma ininterrupta a restituição (Quota de Reintegração Regulatória) dos valores não depreciados da RBSE no período de 1º/7/2017 até 30/6/2023. Portanto, para a RPR 2023, é necessário considerar a depreciação acumulada dessas instalações até 30/6/2023, a fim de que a remuneração de capital (componente RC) não seja calculada sobre uma base (BRRl) superestimada e incoerente com os pagamentos já realizados em ciclos anteriores. Portanto, não se trata de uma mera “simplificação regulatória do processo de revisão tarifária”, conforme argumentado por alguns agentes, mas sim de uma distorção que pode e deve ser corrigida nesse momento.

53. Pode-se argumentar que, caso o componente econômico da RBSE tivesse sido inicialmente calculado em 2017 considerando-se a data de 31 de janeiro para apuração da depreciação acumulada e essa permanecesse inalterada durante todo o prazo de amortização dessa parcela, não haveria ajuste a ser feito. No entanto, não é o caso, pois ao utilizar-se a data de 30 de junho para se calcular a depreciação acumulada e, posteriormente, antecipá-la para 31 de janeiro, criou-se uma distorção a maior no cálculo da remuneração de capital da RBSE. Essa distorção deve ser corrigida, pois, conforme já mencionado, na revisão de 2018 considerou-se uma BRRl menos depreciada do que de fato estava e descasada da BRRl estabelecida no ciclo 2017-2018.

54. Adicionalmente, destaca-se que a regulamentação, em momento algum, define como sinônimos a data do final do período de elegibilidade para a revisão (“data de corte” considerada para o laudo de avaliação), a data-base do laudo de avaliação e a data-base da revisão periódica ou a data da revisão. Esta distinção ganha ainda mais importância com a nova antecipação da data-base do laudo de avaliação para 1º de dezembro do ano anterior ao da revisão, conforme aprovado no âmbito da prioridade 2 da CP 31/2023.

55. Quanto maior a antecipação da data-base do laudo de avaliação da próxima revisão em relação a data-base utilizada nas revisões e cálculos anteriores, maiores os impactos em desfavor dos usuários do sistema de transmissão, conforme discutido a seguir.

a

56. As Figuras 2 e 3 apresentam, de forma gráfica, o impacto de desconsiderar a depreciação acumulada entre 1º de fevereiro de 2023 e 30 de junho de 2023. Essa mudança resultaria, conforme já ntecipado, em uma BRRl superestimada no montante correspondente a cinco meses de Quota de

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Reintegração Regulatória (QRR), que já foram pagas às transmissoras por meio da RAP estabelecida pela RPR 2018. Para facilitar a visualização dos impactos no exemplo ilustrativo, foi assumido um ativo (ou conjunto de ativos) que estaria 100% depreciado em 31 de janeiro 2032, com uma taxa de depreciação constante e uma taxa de remuneração constante.

Figura 2 – Impacto em caso de desconsideração da depreciação acumulada entre 1º/fev e 30/jun no ano da RPR – Fluxo de remuneração considerado no cálculo das anuidades.

Figura 3 – Impacto em caso de desconsideração da depreciação acumulada entre 01/fev e 30/jun no ano da RPR – Anuidades incluídas na RAP.

57. É importante destacar que não há um mecanismo capaz de compensar os efeitos “a maior”

acumulados pelas concessionárias a cada período de revisão, até que ocorra o fim da vida útil contábil do módulo. A cada revisão seria considerada uma depreciação acumulada menor do que a real, resultando em uma remuneração superior à devida e, ao final, não haveria um mecanismo de ajuste capaz de neutralizar os valores reconhecidos a maior ao longo dos diversos períodos de revisão.

58. Por fim, com relação à alegada existência de efeitos tanto “a maior” quanto “a menor” ao se considerar somente a depreciação acumulada até 31 de janeiro de 2023, observa-se apenas “efeitos a maior”, em desfavor dos usuários dos sistemas de transmissão e a favor das transmissoras. No caso específico das bases blindadas RBSE e RBNI em que, pela natureza de base blindada, somente há baixas, não há como se falar em efeitos “a menor” para as concessionárias; somente “a maior”. Por isso a necessidade de consideração da depreciação acumulada referente ao período de 1º de fevereiro de 2023 a 30 de junho de 2023 para cálculo da RAP Revisada.

59. Adicionalmente, para a base incremental, também não. De fato, os módulos que entraram em operação entre 1º de fevereiro e 30 de junho de 2023 não são elegíveis para a RPR 2023 e a remuneração destes investimentos, nos casos das obras de reforços e melhorias de pequeno porte sem receita prévia, somente será reconhecida na RPR 2028. Contudo, esse reconhecimento será de forma retroativa, por meio da PA Retroatividade, contemplando todo o período desde a entrada em operação do módulo, sem prejuízos financeiros para as concessionárias e usuários dos serviços de transmissão de energia elétrica.

III.1.6 – ELEGIBILIDADE DE ATIVOS

60. Não obstante ter sido enfatizado na abertura da consulta pública que a decisão final sobre a elegibilidade e a valoração dos ativos a serem considerados no cálculo da revisão cabia à SFF, todas as concessionárias trouxeram questões relacionadas à elegibilidade e à valoração de ativos também na forma de contribuições.

61. Mesmo assim, a STR não se furtou a apresentar suas considerações sobre os pleitos apresentados e esclarecer dúvidas sobre os registros não considerados na abertura da consulta pública, e interagiu intensamente com as empresas no âmbito dos respectivos processos de fiscalização.

62. Como resultado, as concessionárias tiveram condições de sanear e melhorar a qualidade dos dados apresentados à fiscalização e, em última instância, à STR. Uma evidência disso foi o aumento do volume de registros que já vieram marcados, pelas avaliadoras ou pela SFF, como inelegíveis nos laudos e a redução dos registros desconsiderados do cálculo em função de críticas adicionais da STR. Os quantitativos referentes aos laudos validados pela STR estão resumidos na Tabela 6 a seguir14.

O

14 Não considera a base blindada RBSE, que foi solicitado às empresas que encaminhassem consolidada em uma única linha. s valores referentes à base blindada RBSE efetivamente considerados constam da aba “Laudo RBSE” da planilha de cálculo.

Tabela 6 – Resumo dos registros considerados e não considerados no cálculo final.

Concessionária e Contrato	Qtd. Registros Considerados	Registros Não Considerados - marcados como não elegíveis			Registros Não Considerados - crítica adicional STR
		Qtd.	Percentual (%)	Percentual ponderado pelo VNR (%)	Qtd.	Percentual (%)	Percentual ponderado pelo VNR (%)
CEMIG-GT (006/1997)	1.878	0	0,00%	0,00%	7	0,37%	2,51%
CEEE-T (055/2001)	2.427	0	0,00%	0,00%	56	2,26%	1,22%
ELETROSUL (057/2001)	1.376	279	16,81%	2,19%	5	0,30%	0,90%
ELETRONORTE (058/2001)	1.404	112	7,22%	3,76%	36	2,32%	0,38%
CTEEP (059/2001)	4.798	1.082	17,90%	0,07%	164	2,71%	0,28%
COPEL-GT (60/2001)	999	120	10,58%	1,69%	15	1,32%	2,01%
CHESF (061/2001)	8.101	13	0,16%	0,01%	17	0,21%	0,32%
FURNAS (062/2001)	2.908	87	2,83%	2,02%	80	2,60%	0,44%
EDP GOIÁS (063/2001)	348	1	0,28%	0,09%	10	2,79%	0,42%
TOTAL	24.239	1.694	6,43%	1,04%	390	1,48%	0,77%

63. As críticas e validações realizadas pela STR referem-se aos aspectos regulatórios e tarifários dos registros encaminhados nos laudos de avaliação. Por exemplo, dos 390 registros não considerados pela STR, 124 referem-se a obras com VNR de valor imaterial15 e 87 referem-se a receitas já canceladas em processos de revisão ou reajustes anteriores, portanto, situações que não impactam o cálculo de receita a ser realizado neste processo.

64. Além disso, 52 registros não foram considerados por se tratar de obras de pequeno porte cujo valor refere-se exclusivamente a obrigações especiais ou terrenos e servidões. Portanto, o registro não foi considerado individualmente, contudo os valores foram integralmente contabilizados para fins de rateio do montante correspondente pelos demais módulos considerados.

65. Adicionalmente, 76 registros não foram considerados, pois referem-se a investimentos associados a instalações de transmissão que entraram em operação comercial antes de 1º de janeiro de 2012. Conforme mencionado na Nota Técnica nº 58/2024-STR/ANEEL, os investimentos não amortizados ou depreciados associados às instalações autorizadas que se encontravam em operação comercial até 31/12/2011, foram objeto de indenização estabelecida pela Portaria Interministerial nº 580, de 1º de novembro de 2012, publicada pelo Ministério de Minas e Energia e Ministério da Fazenda.

66. Por fim, 22 registros não foram considerados, pois a data de entrada em operação comercial informada no laudo ou constante no Termo de Liberação emitido pelo ONS é posterior a 31/1/2023, data limite para elegibilidade no presente processo de revisão. Nesse caso, mantém-se a receita provisória definida no processo autorizativo e o registro deve ser reapresentado na revisão de 2028, sem prejuízo econômico às concessionárias. Além disso, 19 registros referem-se a módulos que não pertencem aos contratos de concessão prorrogados e 4 referem-se a melhorias de grande porte, cujo cálculo da parcela adicional de RAP deve ser realizado incialmente por meio de processo autorizativo específico a ser conduzido pela SCE.

1

5 Foi considerado como ponto de corte o valor de R$ 10,00.

67. Destacamos que, de forma análoga ao que foi feito na abertura da consulta, a motivação da ANEEL para cada registro desconsiderado consta da coluna “OBS_ANEEL” da aba “Laudo RBNI” da planilha de cálculo, a ser disponibilizada na página da CP 12/2024.

III.2 – CORREÇÃO DE ERRO MATERIAL NO CÁLCULO DA RECEITA BRUTA

68. O cálculo da receita bruta anual a partir da receita líquida anual se dá pela incorporação dos encargos setoriais e contribuições incidentes sobre a receita na forma estabelecida pela fórmula (2) que consta do Submódulo 9.7 do Proret, versão 2.1, reproduzida a seguir:

𝑅𝐵 =

𝑅𝐿 × (1 + 𝑃&𝐷 + 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸) (1 − 𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)

onde:

𝑅𝐵: receita bruta anual;

𝑅𝐿: receita líquida anual;

𝑃&𝐷: percentual referente ao encargo de Xxxxxxxx e Desenvolvimento;

𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸: Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica; e

𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆: percentual relativo aos tributos PIS/PASEP e COFINS.

69. Uma vez que os montantes associados ao Programa de Integração Social – PIS e à Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS não são incorporados à RAP homologada dessas concessionárias, por serem incluídos diretamente nos Avisos de Crédito – AVC emitidos pelo ONS, a fórmula anterior se reduz a:

𝑅𝐵 = 𝑅𝐿 × (1 + 𝑃&𝐷 + 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸)

70. Na planilha de cálculo utilizada para a abertura da consulta pública, foi utilizada a formulação a seguir, que é incorreta:

𝑅𝐵 = 𝑅𝐿 ÷ (1 − 𝑃&𝐷 − 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸)

71. Como resultado, considerando que a Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica

– TFSEE possui alíquota de 0,4% e o encargo de Pesquisa e Desenvolvimento do setor elétrico – P&D possui alíquota de 1%, a receita bruta anual estava sendo indevidamente majorada em 0,019604%.

72. Essa situação foi corrigida para o cálculo dos valores finais apresentados nesta nota técnica.

III.3 – RESULTADOS DA REVISÃO PERIÓDICA DE 2023 DA RAP (RPR 2023) DAS CONCESSIONÁRIAS PRORROGADAS PELA LEI Nº 12.783, DE 2013.

III.3.1 – CUSTOS DE ADMINISTRAÇÃO, OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO – CAOM

Documento assinado digitalmente.

73. Os custos operacionais regulatórios considerados neste processo de revisão estão dispostos no Submódulo 9.1 do Proret, que define a formulação a seguir:

𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡 = 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒 + 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑

Em que:

CAOMt: Custos Operacionais Regulatórios totais associados ao contrato de concessão; CAOMbase: Custos Operacionais Regulatórios associados às instalações de transmissão vinculadas ao contrato de concessão e que estavam em operação comercial até 30 de junho de 2021, conforme estabelecido no submódulo 9.1 dos Proret;

CAOMad: Custos Operacionais Regulatórios associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2021 e 31 de janeiro de 2023.

74. Destaca-se que o componente CAOMad é calculado a partir da multiplicação dos pesos16 atribuídos pelo modelo DEA (Data Envelopment Analysis) e discriminados no Anexo I do submódulo 9.1 dos Proret, pela variação de cada um dos produtos apresentados na Tabela 1 do referido submódulo, no período compreendido entre 1º de julho de 2021 a 31 de janeiro de 2023, data de corte para o processamento da revisão.

75. Na abertura da CP nº 12/2024, utilizou-se como ponto de partida o cálculo preliminar do CAOMad realizado no âmbito da CP nº 31/2023, conforme memória de cálculo anexa à Nota Técnica nº 93/2023-STR-SCE-SFF/ANEEL, considerando ainda as instalações de transmissão que entraram em operação comercial entre 1º de julho de 2021 e 31 de janeiro de 202317, cuja parcela de custo operacional correspondente não havia sido devidamente contemplada nos montantes de CAOMad apresentados na abertura da CP nº 31/2023.

76. Para o fechamento da CP nº 12/2024, foi considerado o montante de CAOMad calculado no fechamento da CP nº 31/2023, conforme memória de cálculo anexa à Nota Técnica nº 93/2024-STR/ANEEL18 e disposto na versão 4.419 do submódulo 9.1 do Proret, uma vez que esses valores já incluem o ajuste mencionado no parágrafo anterior. Além disso, o CAOM considerado neste processo também contempla todos os aprimoramentos metodológicos aprovados pela Diretoria da ANEEL no fechamento da CP nº 31/2023.

III.3.1.1 – Resultados Consolidados CAOM

77. A Tabela 7 apresenta os valores dos custos operacionais regulatórios revisados para o ciclo 2023-2024, a preços de junho de 2023, associados aos Contratos de Concessão prorrogados. A memória de cálculo encontra-se anexa ao processo.

Tabela 7 – Custos operacionais regulatórios revisados para o ciclo 2023-2024, a preços de junho de 2023.

Concessionária
Contrato CAOM Regulatório Revisado (R$) [1] CAOM Regulatório Atual (R$) [2] Variação (%) [3] = [1] / [2] - 1

16 Custos operacionais unitários atribuídos pelo DEA a cada produto.

17 Para as instalações em operação comercial a partir de 1º/2/2023, permanece a parcela de custo operacional definida no processo de autorização.

18 SIC nº 48580.002069/2024-00.

19 Aprovado na 22ª REUNIÃO PÚBLICA ORDINÁRIA DA DIRETORIA DE 2024, ocorrida em 25 de junho de 2024 (Resolução Normativa nº 1.096/2024).

Documento assinado digitalmente.

CEEE-T	055/2001	410.472.887,00	000.000.000,29	-5,00%
EDP GOIÁS	063/2001	77.267.118,00	00.000.000,66	-4,07%
CEMIG-GT	006/1997	284.367.706,00	000.000.000,40	-2,84%
CHESF	061/2001	1.048.039.201,30	1.103.199.159,82	-5,00%
COPEL-GT	060/2001	178.426.023,00	000.000.000,98	1,59%
CTEEP	059/2001	873.053.812,00	000.000.000,52	-2,20%
ELETRONORTE	058/2001	635.360.840,00	000.000.000,48	-1,66%
ELETROSUL	057/2001	376.564.145,00	000.000.000,07	0,32%
FURNAS	062/2001	1.365.517.059,99	1.315.639.400,31	3,79%
TOTAL		5.249.068.795,18	5.313.934.341,53	-1,22%

[1] Montante conforme definido no submódulo 9.1 do Proret, inclui encargos setoriais.

[2] Montante conforme estimado na CP nº 31/2023, inclui encargos setoriais.

78. Quanto aos valores de CAOM, reforça-se que a metodologia vigente fornece os valores dos custos operacionais regulatórios das transmissoras prorrogadas considerando toda a base de ativos, contemplando tantos os ativos classificados como RBSE, quanto RBNI. Diante do exposto, o valor total dos custos operacionais revisados, apresentado na tabela anterior, deve ser rateado entre as instalações vinculadas ao respectivo Contrato de Concessão e elegíveis ao presente processo de revisão.

79. Sendo assim, conforme detalhado na Nota Técnica nº 58/2024-STR/ANEEL e em conformidade com o parágrafo 53 da versão 4.4 do submódulo 9.1 do Proret, para os reforços e melhorias, a parcela de custo operacional, quando cabível, foi calculada a partir da aplicação do percentual regulatório de 2,00% sobre o Valor Novo de Reposição (VNR) revisado associado ao reforço ou melhoria correspondente.

80. Além disso, assim como já apresentado na abertura da CP nº 31/2023, não foi atribuída parcela de custo operacional para reforços e melhorias em instalações existentes que não constituam uma unidade modular completa, visto que os custos operacionais são calculados com base em unidades modulares e já serão atribuídas parcelas de receita para operar e manter as unidades modulares existentes, conforme procedimento descrito no parágrafo anterior. Esse procedimento está em conformidade com o parágrafo 55 da versão 4.4 do submódulo 9.1 do Proret.

81. Quanto aos custos operacionais a serem atribuídos às instalações classificadas como RBSE, os valores foram calculados a partir da diferença entre os custos operacionais regulatórios totais, conforme apresentado Tabela 7 desta Nota Técnica, e os custos operacionais atribuídos aos reforços e melhorias, conforme procedimento detalhado anteriormente. O valor obtido foi então rateado pelos módulos classificados como RBSE vinculados ao respectivo Contrato de Concessão e que estavam em operação comercial na data da revisão, com base no VNR. Essa parcela de receita compõe a receita de que trata a Portaria MME nº 579/2012.

III.3.2 – PARCELA DE RECEITA DOS REFORÇOS E MELHORIAS (RBNI)

p

82. Conforme a Segunda Subcláusula da Cláusula Oitava dos contratos de concessão de transmissão prorrogados nos termos da Lei nº 12.783/2013 “(...) as receitas das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO decorrentes de regulamento ou autorizadas por Resolução específica serão revisadas, eriodicamente, nas mesmas datas e condições estabelecidas no caput desta Cláusula.”

83. Adicionalmente, o item 6.5 do submódulo 9.1 dos Proret define os procedimentos a serem aplicados à revisão da parcela adicional de RAP das instalações autorizadas. O objetivo principal da revisão é recalcular o VNR dos reforços e melhorias com base, sempre que possível, no Banco de Preços de Referência da ANEEL – BPR vigente no momento da revisão e estabelecer a nova parcela adicional de receita com base nos parâmetros regulatórios atuais para vigorar até a próxima revisão periódica.

84. Os reforços e melhorias em processo de revisão pela primeira vez compõe a base incremental das transmissoras. Em contrapartida, os reforços e melhorias que já passaram por revisão periódica passam a incorporar a base blindada, tendo tratamento conforme estabelece o item 6.2.1 do submódulo 9.1 do Proret.

85. Assim como nas instalações classificadas como RBSE, as parcelas de RAP associadas às instalações classificadas como RBNI também possuem a parcela referente ao Custos Anual dos Ativos (CAA), aos Custos de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) e aos Encargos Setoriais.

86. Contudo, é relevante destacar que, como consta no Módulos 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, e no submódulo 9.7 dos Proret, a receita revisada de reforços e melhorias deve retroagir à data de entrada em operação comercial dessas obras e eventuais diferenças devem ser compensadas por meio de Parcela de Ajuste, divididas em parcelas iguais, até a revisão periódica da RAP subsequente.

87. Ocorre que, conforme já mencionado, para os contratos de concessão ora tratados, o CAA é calculado considerando um perfil de pagamentos decrescente. Nesse caso, a Quota de Reintegração Regulatória é constante ao longo do tempo e dada pela taxa média de depreciação regulatória multiplicada pelo VNR revisado. Em contrapartida, a Remuneração de Capital é decrescente ao longo do tempo, pois resulta da aplicação do WACC sobre o investimento não depreciado, ou seja, subtraída a depreciação acumulada.

88. No entanto, apesar da referida metodologia considerar um perfil de pagamentos decrescente para as remunerações ao longo do tempo, no período entre revisões o adicional de RAP é constante. Para isso, é anualizado o somatório dos valores presentes da remuneração de cada ano.

89. Isto posto e considerando que a parcela adicional de receita dos reforços e melhorias deve retroagir à data de entrada em operação comercial, foi necessário o cálculo de duas receitas para cada obra, quais sejam: (i) uma parcela de receita a vigorar da data de entrada em operação comercial do reforço ou melhoria até 30/6/2023 e que incorpora a depreciação ocorrida entre essas respectivas datas; e (ii) uma parcela de receita a vigorar entre 1º/7/2023 até 30/6/2028, que incorpora a depreciação acumulada da data de entrada em operação comercial do reforço ou melhoria até 30/6/2028, conforme já detalhado na Nota Técnica nº 58/2024-STR/ANEEL.

s

90. É importante ressaltar que, em várias obras com receita previamente estabelecida, a data de entrada em operação comercial indicada pela concessionária no laudo de avaliação difere significativamente da data registrada no SIGET e homologada pela ANEEL, de acordo com os termos de liberação emitidos pelo ONS. Dessa forma, em caso de divergência, foi considerada a data de entrada em operação comercial que consta no SIGET, em conformidade com o regulamento vigente. Para as obras em receita previamente estabelecida, foi considerada a data apresentada no laudo de avaliação, após

validação pela SFF.

91. Adicionalmente, foi realizada análise das informações encaminhadas com o objetivo de identificar possíveis inconsistências e realizar eventuais compatibilizações com os dados mais recentes cadastrados no SIGET. Foram considerados aspectos como, por exemplo, seccionamentos de Linhas de Transmissão, desativação de instalações, cancelamentos de receita e alterações de Identificador de Módulo e Receita existentes no sistema. O resultado da análise da STR acerca das informações contidas nos laudos de avaliação encontra-se nas colunas TP_SITUACAO e OBS_ANEEL da aba “Laudo RBNI” da planilha da memória de cálculo, disponibilizada em conjunto com a presente nota técnica.

92. De acordo com o regulamento vigente, o VNR das instalações que já passaram por revisão deve ser blindado, atualizado pelo IPCA até a data de referência de preços da revisão20 e descontado das baixas que tenham ocorrido entre revisões. Sendo assim, não é esperado que o VNR das instalações que compõe a base blindada, informado no laudo de avaliação desta revisão e a preços de junho de 2023, seja maior do que o VNR homologado na revisão anterior, também a preços de junho de 2023.

93. Por outro lado, é possível que o investimento blindado informado no laudo atual seja menor do que o investimento da revisão de 2018 atualizado. Tal situação pode ocorrer devido às baixas de ativos que possam ter sido realizadas, resultando em redução do valor total dos respectivos módulos a que estes ativos estavam associados. Portanto, por coerência, e conforme já mencionado na abertura da CP 12/2024, foi adotado, no caso da base blindada, o menor valor entre o VNR informado no laudo atual e o VNR homologado na revisão anterior, ambos comparados a preços de junho de 2023.

94. Além disso, ainda com relação à base blindada, os investimentos que foram valorados e constaram no laudo de avaliação da revisão da RAP de 2018, mas que não constaram no laudo de avaliação da revisão da RAP de 2023 foram considerados como baixa de ativos e, consequentemente, tiveram a respectiva parcela de receita cancelada a partir de 1º de julho de 2023.

95. Foi dado tratamento específico para os investimentos que não constaram no laudo de avaliação do processo de revisão da RAP de 2018, mas que, naquela oportunidade, foram mantidos na base de remuneração do referido processo, e que, novamente, não constaram no laudo de avaliação da revisão da RAP de 2023. Após manifestação das empresas no âmbito da CP 12/2024, os registros considerados indevidos foram cancelados, enquanto para os registros considerados devidos, os valores não depreciados e amortizados serão ressarcidos às respectivas transmissoras por meio de Parcela de Ajuste, a ser compensada entre 1º de julho de 2024 e 30 de junho de 2025. Esses valores totalizaram R$ 25 milhões, a preços de junho de 2023.

2

20 1º de junho de 2023.

1 Na abertura da CP 12/2024 eram 360 registros nessa situação.

Documento assinado digitalmente.

96. Identificou-se, também, um conjunto de registros (combinação IdeMdl e IdeRct) que compunham a base incremental de ativos, eram potencialmente elegíveis ao presente processo de revisão, porém não constaram nos laudos de avaliação apresentados pelas concessionárias. Após manifestação das empresas no âmbito do processo de fiscalização e validação da BRR e dos ajustes realizados nos laudos finais encaminhados, 18121 registros nessa situação foram considerados indevidos para incorporação à BRR e tiveram as respectivas receitas canceladas retroativamente à data de entrada

em operação comercial da obra.

97. Para os ativos da base incremental elegíveis à revisão, mas que se encontram no Ativo Imobilizado em Curso (AIC) e não foram capitalizados a tempo de serem considerados no presente processo (total de 39 registros, que constam da aba “Obras Retiradas da RTP” da planilha da memória de cálculo) foi mantida a receita provisória estabelecida no processo autorizativo, de modo que tais ativos deverão passar pelo processo revisional em 2028. Caso esses ativos, novamente, não constem nos laudos de avaliação a serem apresentados na revisão de 2028, a receita correspondente será cancelada retroativamente à data de entrada em operação comercial da obra.

98. Por fim, ressalta-se que foi considerado no presente processo de revisão um total de 15.389 obras de pequeno porte sem o estabelecimento prévio de receita, das quais 488 referem-se a reforços de pequeno porte e 14.901 a melhorias de pequeno porte. Essas obras totalizam uma receita adicional de R$ 552,5 milhões, a preços de junho de 2023, que equivale a 4,75% da receita total revisada.

99. Embora a receita dessas obras seja pouco expressiva em comparação com a receita total das transmissoras, elas representam, em quantidade, mais de 60% das obras avaliadas no presente processo revisional. Destaca-se que determinados módulos possuem mais de 50 obras de pequeno porte sem receita prévia indicadas. Tal situação, se incorporada ao SIGET, pode provocar problemas operacionais e de desempenho no sistema.

100. Para contornar essa situação, as obras de pequeno porte sem receita prévia reconhecidas nesse processo de revisão foram agrupadas por módulo e inseridas no SIGET de forma consolidada. Com isso, para cada módulo foi criado um único IdeRct referente ao conjunto de obras de pequeno porte reconhecidas nesse processo associadas ao módulo correspondente.

101. Após a homologação das receitas para o ciclo 2024-2025, as transmissoras deverão ajustar em sua contabilidade a conciliação dos IdeMdl e IdeRct dos registros considerados nesta revisão para refletir o cadastro mencionado. No entanto, as obras segregadas ainda poderão ser consultadas na planilha de cálculo disponibilizada no âmbito da CP 12/2024.

III.3.2.1 – Anuidade para Melhorias de Pequeno Porte – Ciclos 2023-2024 a 2027-2028

102. Conforme submódulo 9.1 do Proret, o valor da anuidade associada à execução das melhorias de pequeno porte deverá ser revisitado, nos seguintes termos:

“151. (...) Nos processos de revisão da RAP, a anuidade será revisitada, considerando os investimentos efetivamente realizados em melhorias de pequeno porte pelas concessionárias no período entre a revisão anterior e atual, além das demais metodologias vigentes.

152. Para a revisão do valor da anuidade, serão consideradas as informações encaminhadas pelas transmissoras no Relatório de Avaliação da Base de Remuneração, devendo ser incluídos nas informações os respectivos números de cadastro no Plano de Modernização das Instalações, quando houver a necessidade de constarem desse Plano, conforme disposto no Módulo 3 das Regras de Transmissão.”

103. Diante do exposto, a fórmula paramétrica disposta no submódulo 9.1 do Proret foi revisitada considerando os investimentos efetuados pelas transmissoras prorrogadas em melhorias de pequeno porte durante o período entre os ciclos 2018-2019 e 2022-2023. Neste contexto, uma vez que o presente processo não trata de aprimoramentos metodológicos, manteve-se o tipo de regressão utilizado no processo de revisão anterior. Esta regressão tem como variável explicativa a relação entre BRL/AIS e como variável dependente o investimento percentual em melhorias, em relação ao AIS.

104. A Tabela 8 apresenta os valores das anuidades para as melhorias de pequeno porte a serem executadas no período entre os ciclos 2023-2024 a 2027-2028. Destaca-se que o referido valor deve retroagir a 1º de julho de 2023, com os devidos ajustes financeiros a serem incorporados no processo de reajuste da RAP do ciclo 2024-2025.

Tabela 8 – Anuidade para execução de Melhorias de Pequeno Porte, a preços de junho de 2023.

Concessionária	Contrato	Anuidade Melhorias (R$)
CEEE-T	055/2001	8.595.962,17
EDP GOIÁS	063/2001	3.885.480,82
CEMIG-GT	006/1997	13.912.751,29
CHESF	061/2001	45.860.870,85
COPEL-GT	060/2001	7.298.666,75
CTEEP	059/2001	35.744.650,27
ELETRONORTE	058/2001	18.786.858,11
CGT ELETROSUL	057/2001	10.026.727,62
FURNAS	062/2001	51.319.873,97
TOTAL		195.431.841,84

105. Diante do exposto, propõe-se que a fórmula (23) do submódulo 9.1 do Proret seja atualizada, conforme expressão a seguir:

Onde:

Invmel (%) = 0,0103 × [

Base Líquida 0,8207

]

AIS

Invmel: Investimentos anuais em melhorias de pequeno porte; AIS: Ativo Imobilizado em Serviço da concessionária;

Base Líquida: Base de Remuneração Regulatória Líquida da concessionária.

III.3.2.2 – Resultados Consolidados da Receita de Reforços e Melhorias

106. Diante do exposto, apresenta-se na Tabela 9 o resultado da revisão da RAP dos Reforços e Melhorias (R&M) das concessionárias de transmissão prorrogadas, a preços de junho de 2023, considerando tanto as instalações com receita previamente estabelecida, quanto as instalações autorizadas sem receita prévia.

Tabela 9– Resultado da revisão da RAP de Reforços e Melhorias, a preços de junho de 2023.

Concessionária	Contrato	RAP R&M Revisada (R$) [1]	RAP R&M Vigente (R$) [2]	Variação (%) [3] = [1] / [2] - 1
CEEE-T	061/2001	202.082.309,00	000.000.000,93	-6,4%
EDP GOIÁS	058/2001	110.241.882,00	00.000.000,03	36,8%
CEMIG-GT	062/2001	369.228.445,00	000.000.000,71	24,2%
CHESF	059/2001	614.634.584,00	000.000.000,78	29,4%
COPEL-GT	063/2001	141.939.028,00	000.000.000,18	3,5%
CTEEP	057/2001	625.891.764,00	000.000.000,15	12,0%
ELETRONORTE	055/2001	339.362.142,00	000.000.000,47	3,5%
ELETROSUL	060/2001	191.968.851,00	000.000.000,07	18,4%
FURNAS	006/1997	586.547.340,00	000.000.000,31	-0,1%
TOTAL		3.181.896.348,76	2.841.605.009,62	12,0%

[1] Contempla a parcela de RAP dos R&M autorizados sem receita prévia.

[2] RAP do ciclo 2023-2024 aprovada pelo Despacho nº 4.675, de 2023.

III.3.3 – PARCELA DE RECEITA DAS INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBSE

107. Como resultado da Audiência Pública – AP nº 68/2016, a ANEEL aprovou a REN nº 762, de 2017, posteriormente substituída pela REN nº 918, de 2021, que estabeleceu os procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo da receita decorrente do disposto na Portaria MME nº 120, de 2016, nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.

108. Em resumo, as normas mencionadas determinaram o cálculo de uma Receita anual para a remuneração das instalações classificadas como RBSE, dividida em duas componentes:

(i) A primeira, denominada componente econômica, refere-se ao custo de capital dos ativos classificados como RBSE e ainda não depreciados na data-base da revisão. Essa parcela de receita é devida às transmissoras prorrogadas enquanto tais ativos não estiverem totalmente depreciados;

(ii) A segunda, denominada componente financeira, refere-se ao custo de capital dos ativos RBSE, que não foi pago às transmissoras entre 1º janeiro de 2013 e 30 de junho de 2017, cujo pagamento se dará até o ciclo tarifário 2027-2028

III.3.3.1 – Componente Econômica

109. As Bases de Remuneração Regulatórias (BRR) definitivas a serem utilizadas no cálculo da componente econômica da Portaria MME nº 120/2016, referente à RBSE, foram informadas pela SFF por meio do Memorando nº 128/2024-SFF/ANEEL, na data-base de 31 de janeiro de 2023.

110. Destaca-se que essas Bases de Remuneração se encontram blindadas, pois já foram objeto de valoração em processos anteriores, porém foram consideradas as baixas e desmobilizações ocorridas entre 1º de fevereiro de 2018 e 31 de janeiro de 2023. Além disso, os valores informados pela SFF foram atualizados pelo IPCA para preços de junho de 2023, data de referência da revisão em processamento.

111. A partir das BRR apresentadas, das regras dispostas no Submódulo 9.1 dos Proret e considerando que a receita revisada tem vigência a partir de 1º/7/2023, foi calculado o Custo Anual do Ativos – CAA (componente econômico) associado à RBSE, considerando a depreciação acumulada das instalações até 30/6/2023, conforme já detalhado na seção III.1.5 desta Nota Técnica, e o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) real depois de impostos no valor de 7,26%, conforme aprovado no Despacho nº 829, de 2023. Os valores obtidos são apresentados na Tabela 10, a preços de junho de 2023, e devem ser aplicados a partir de 1º/7/2023.

112. Os montantes discriminados na Tabela 10 consideram, além da componente econômica da Portaria MME nº 120/2016, o CAIMI associado à RBSE e à RBNI Indenizada, a Remuneração de Obrigações Especiais referentes à RBSE, a integralidade da dedução das Outras Receitas destinadas à modicidade tarifária e os encargos setoriais, conforme memória de cálculo anexa ao Processo.

Tabela 10 – Componente Econômico da RBSE revisado (R$), a preços de junho de 2023.

Concessionária	Contrato	QRR + RC	CAIMI1	Remuneração Obrigações Especiais (RCOE)	Outras Receitas	Encargos Setoriais	Econômico PRT 120/2016 Total Revisado
CEEE-T	055/2001	107.539.801,20	7.736.103,76	150.913,07	-816.758,90	1.604.540,00	000.000.000,94
EDP GOIÁS	063/2001	35.111.265,28	1.364.023,78	14.434,68	-286.096,56	506.850,00	00.000.000,95
CEMIG-GT	006/1997	102.721.838,91	9.842.927,37	615.271,01	-1.135.414,43	1.568.624,00	000.000.000,58
CHESF	061/2001	855.219.075,00	00.000.000,00	0.000.000,07	-14.908.681,00	00.000.000,00	000.000.000,68
COPEL-GT	060/2001	104.531.576,64	6.524.789,52	9.752,01	-954.651,68	1.541.560,00	000.000.000,03
CTEEP	059/2001	528.036.178,00	00.000.000,89	0,00	-6.255.945,42	7.933.808,00	000.000.000,39
ELETRONORTE	058/2001	308.745.500,00	00.000.000,00	0.000.000,28	-20.404.154,31	4.453.550,00	000.000.000,97
ELETROSUL	057/2001	88.298.875,00	00.000.000,23	955.626,64	-12.805.033,30	1.306.500,00	00.000.000,66
FURNAS	062/2001	1.148.918.747,00	00.000.000,00	0.000.000,49	-9.450.771,00	00.000.000,00	0.000.000.000,36
TOTAL		3.279.122.858,00	000.000.000,00	00.000.000,24	-67.017.507,00	00.000.000,00	0.000.000.000,56

1 Considera o CAIMI associado à RBSE e à RBNI indenizada.

III.3.3.2 – Componente Financeira

113. Conforme já mencionado, a componente financeira da Portaria MME nº 120/2016 refere-se ao custo de capital dos ativos RBSE, que não foi pago às transmissoras entre 1º janeiro de 2013 e 30 de junho de 2017. A metodologia de cálculo desses montantes foi inicialmente definida por meio da REN nº 762, de 2017, porém sofreu significativas alterações ao longo do tempo, como o reperfilamento dos pagamentos dos valores devidos entre os ciclos 2020-2021 a 2027-2028, que foi aprovado na 4ª Reunião Pública Extraordinária (RPE) de Diretoria de 2021, ocorrida em 22 de abril de 2021, e homologado nas Resoluções Homologatórias nº 2.845/2021 a nº 2.853/2021.

114. Tal decisão foi objeto de Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape, Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres – Abrace, Energia Sustentável do Brasil S.A. – ESBR e Norte Energia S.A. – Nesa, os quais foram apreciados pela Diretorial da ANEEL na 10ª Reunião Pública Ordinária de 2024, ocorrida em 9 de abril de 2024.

115. Diante do exposto, ressalta-se que os valores definitivos da componente financeira da Portaria MME nº 120/2016 a serem pagos entre os ciclos tarifários 2020-2021 a 2027-2028 não fazem parte do escopo desse processo de revisão, uma vez que estão sendo discutidos no âmbito dos Processos nos 48500.000745/2019-82, 48500.000746/2019-27, 48500.000747/2019-71, 48500.000748/2019-16, 48500.000749/2019-61, 48500.000750/2019-95, 48500.000751/2019-30, 48500.000752/2019-84 e 48500.000753/2019-29.

116. Sendo assim, os valores dessa componente não serão discutidos e apresentados nesta Nota Técnica, pois, uma vez que os valores definitivos sejam aprovados pela Diretoria Colegiada da ANEEL, eles devem apenas ser atualizados pelo IPCA e aplicados nos processos de reajuste anuais da RAP subsequentes até que sejam plenamente compensados.

117. Destaca-se, ainda, que não se aplica a essa parcela de receita a PA Postergação de que trata o Despacho nº 402, de 2023, uma vez que os valores homologados para o ciclo vigente, 2023-2024, por meio da REH nº 3.217/2023, estão de acordo com os valores homologados nas REH nº 2.845/2021 a nº 2.853/2021.

III.3.3.3 – Resultados Consolidados da Receita RBSE

118. A Tabela 11 apresenta os valores da parcela de receita revisada associada às instalações classificadas como RBSE para o ciclo 2023-2024, a preços de junho de 2023, associados aos Contratos de Concessão prorrogados. A memória de cálculo encontra-se anexa ao processo.

Tabela 11 – Receita da RBSE para o ciclo 2023-2024, a preços de junho de 2023.

Concessionária	Contrato	CAA (Econômico PRT 120/2016) (R$) [1]	CAOM (PRT 579/2012) (R$) [2]	RAP RBSE Revisada (R$) [3]	RAP RBSE Vigente (R$) [4]	Variação (%) [5] = [3] / [4] - 1
CEEE-T	055/2001	116.214.599,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,29	-17,0%
EDP GOIÁS	063/2001	36.710.477,00	00.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,88	-19,6%
CEMIG-GT	006/1997	113.613.247,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,63	-16,6%
CHESF	061/2001	919.004.311,00	000.000.000,00	0.000.000.000,00	0.000.000.000,39	-16,3%
COPEL-GT	060/2001	111.653.027,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,34	-13,6%
CTEEP	059/2001	574.634.436,00	000.000.000,00	0.000.000.000,00	0.000.000.000,67	-20,8%
ELETRONORTE	058/2001	322.564.270,00	000.000.000,00	000.000.000,00	0.000.000.000,34	-26,7%
ELETROSUL	057/2001	94.627.957,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,85	-21,4%
FURNAS	062/2001	1.250.893.281,36	1.301.500.530,86	2.552.393.812,22	3.296.885.701,79	-22,6%
TOTAL		3.539.915.610,56	4.911.819.635,94	8.451.735.246,50	10.630.967.678,18	-20,5%

[1] Considera o CAIMI associado à RBSE e à RBNI indenizada, inclui encargos setoriais.

[2] Considera o CAOM associado à RBSE e à RBNI indenizada, inclui encargos setoriais.

III.3.4 – RESULTADO ECONÔMICO GERAL

d

119. Considerando a RAP revisada associada às instalações classificadas como RBSE e aos Reforços e Melhorias (R&M) das instalações classificadas com RBNI, calculada a partir da aplicação da metodologia vigente e do disposto nesta Nota Técnica, a Tabela 12 apresenta os resultados consolidados a revisão da RAP das transmissoras prorrogadas e os respectivos índices de reposicionamento para cada

concessionária, a preços de junho de 2023. A memória de cálculo encontra-se em anexo.

Tabela 12 – Resultado da revisão da RAP para o ciclo 2023-2024, a preços de junho de 2023.

Concessionária	Contrato	RAP RBSE Revisada (R$) [1]	RAP R&M Revisada (R$) [2]	RAP Revisada Total (R$) [3] = [1] + [2]	RAP Vigente DSP 4.675/2023 (R$) [4]	Índice de Reposicionamento (%) [5] = [3] / [4] - 1
CEEE-T	055/2001	502.588.679,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,22	-14,17%
EDP GOIÁS	063/2001	100.843.693,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,91	2,46%
CEMIG-GT	006/1997	358.645.448,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,34	0,08%
CHESF	061/2001	1.911.769.481,00	000.000.000,00	0.000.000.000,00	0.000.000.000,17	-8,46%
COPEL-GT	060/2001	270.234.764,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,52	-8,39%
CTEEP	059/2001	1.386.026.727,00	000.000.000,00	0.000.000.000,00	0.000.000.000,82	-12,84%
ELETRONORTE	058/2001	916.893.389,00	000.000.000,00	0.000.000.000,00	0.000.000.000,81	-20,42%
ELETROSUL	057/2001	452.339.250,00	000.000.000,00	000.000.000,00	000.000.000,92	-12,65%
FURNAS	062/2001	2.552.393.812,00	000.000.000,00	0.000.000.000,00	0.000.000.000,10	-19,18%
TOTAL		8.451.735.246,50	3.181.896.348,76	11.633.631.595,26	13.472.572.687,80	-13,65%

120. Comparando-se a RAP Revisada definitiva com o valor da abertura da Consulta Pública, ela é 2,9% menor, resultado do trabalho de fiscalização da SFF, das verificações adicionais realizadas pela STR e dos ajustes realizados nos laudos de avaliação pelas concessionárias. Como consequência, o Índice de Reposicionamento das receitas (ou seja, dos componentes econômicos) teve uma queda de 2,56 pontos percentuais, passando de -11,09%22, na abertura na Consulta Pública, para -13,65%.

Tabela 13 – Variação em relação aos valores da abertura da CP 12/2024.

Concessionária	Contrato	Variação RBSE (%)	Variação RBNI (%)	Variação RAP Revisada (%)	Variação (p.p.)
CEEE-T	055/2001	-2,1%	-0,5%	-1,7%	-1,45 p.p.
EDP GOIÁS	063/2001	-0,5%	3,4%	1,5%	1,53 p.p.
CEMIG-GT	006/1997	0,2%	-0,6%	-0,2%	-0,19 p.p.
CHESF	061/2001	-1,8%	-11,2%	-4,3%	-4,12 p.p.
COPEL-GT	060/2001	-1,5%	1,3%	-0,6%	-0,51 p.p.
CTEEP	059/2001	-4,1%	-4,1%	-4,1%	-3,75 p.p.
ELETRONORTE	058/2001	-3,5%	-0,1%	-2,6%	-2,12 p.p.
ELETROSUL	057/2001	-0,8%	1,8%	-0,1%	-0,05 p.p.
FURNAS	062/2001	-4,2%	2,2%	-3,0%	-2,54 p.p.
TOTAL		-3,0%	-2,6%	-2,9%	-2,56 p.p.

III.3.5 – PARCELAS DE AJUSTE – PA

121. A Parcela de Ajuste (PA) é o mecanismo previsto em contrato e estabelecido no Submódulo

v

22 Esse valor é 0,1 ponto percentual maior do que o apresentado na 13ª RPO de 2024 pois houve uma pequena correção no

alor da RAP Total Vigente utilizada para o cálculo do Índice de Reposicionamento.

Documento assinado digitalmente.

9.3 dos Proret para tratar eventuais ajustes financeiros decorrentes das mais diversas situações. No caso da presente revisão, serão consideras as seguintes PA:

(i) PA Retroatividade: refere-se à retroatividade das parcelas adicionais de RAP dos reforços e melhorias que estão passando pela primeira revisão periódica (base incremental), no período compreendido entre a sua data de entrada em operação comercial até 30 de junho de 2023, conforme previsto no Submódulo 9.7 dos Proret. Essa PA deve ser compensada em parcelas iguais até a revisão subsequente e deduzida dos valores adiantados por meio da anuidade de melhorias de pequeno porte;

(ii) PA Postergação: refere-se às diferenças financeiras decorrentes da postergação da revisão periódica da RAP dos contratos prorrogados de 1º/7/2023 para 1º/7/2024. Essa PA deve ser compensada em parcela única e inclui o pagamento retroativo da anuidade para execução de melhorias de pequeno porte referente ao ciclo 2023-2024;

(iii) PA Outros Ajustes: refere-se aos demais ajustes mencionados nesta Nota Técnica e na Nota Técnica nº 58/2024/STR/ANEEL como, por exemplo, a correção dos erros materiais identificados no cálculo das Outras Receitas revertidas para a modicidade tarifária na revisão de 2018 e o ressarcimento dos valores não amortizados associados às obras que não constaram no laudo de avaliação da revisão da RAP de 2018 e, novamente, não constaram no laudo de avaliação da revisão de 2023, dentre outros.

III.3.4.1 – Resultados Consolidados da Parcela de Ajuste (PA)

122. A Tabela 13 apresenta o resultado das Parcelas de Ajuste mencionadas nessa Nota Técnica.

Tabela 13 – Resultado das Parcelas de Ajuste (PA), a preços de junho de 2023.

Concessionária	Contrato	RBSE (componente econômico)	Reforços e Melhorias		PA Outros Ajustes (R$)	PA Total para o Ciclo 2023-2024 (R$)
		PA Postergação1 (R$)	PA Postergação (R$)	PA Retroatividade Anual2 (R$)
CEEE-T	055/2001	-102.618.118,18	-4.983.807,00	00.000.000,46	0,00	-89.377.468,81
EDP GOIÁS	063/2001	-24.592.774,00	00.000.000,00	00.000.000,59	-66.088,00	00.000.000,24
CEMIG-GT	006/1997	-71.303.139,00	00.000.000,00	00.000.000,00	0.000.000,00	00.000.000,28
CHESF	061/2001	-373.068.979,00	000.000.000,00	000.000.000,59	945.219,15	-71.843.342,13
COPEL-GT	060/2001	-42.496.509,00	00.000.000,00	00.000.000,07	85.617,52	-16.637.911,48
CTEEP	059/2001	-363.536.878,00	000.000.000,00	00.000.000,00	0.000.000,47	-174.245.247,37
ELETRONORTE	058/2001	-333.940.200,00	00.000.000,00	000.000.000,00	0.000.000,27	-159.246.290,16
ELETROSUL	057/2001	-123.183.942,00	00.000.000,00	00.000.000,00	0.000.000,37	-62.867.407,63
FURNAS	062/2001	-744.491.889,00	00.000.000,00	00.000.000,00	00.000.000,29	-612.203.239,30
TOTAL		-2.179.232.431,00	000.000.000,00	000.000.000,00	00.000.000,42	-1.050.240.191,36

1 Considera PA Postergação do componente econômico e CAOM da RBSE.

2 Considera o desconto do montante recebido a título de adiamento por meio da anuidade de melhorias de pequeno porte, bem como o pagamento retroativo da anuidade para execução de melhorias de pequeno porte referente ao ciclo 2023-2024.

Documento assinado digitalmente.

123. Cumpre destacar que, para aplicação das Parcelas de Ajuste no ciclo 2024-2025, os valores deverão ser atualizados para 1º de junho de 2024 no processo de reajuste da RAP. A memória de cálculo está anexa ao processo.

III.3.6 – RESULTADO GERAL

124. O impacto final referente à RPR 2023, que será percebido pelas concessionárias no ciclo 2024-2025, combinando os componentes econômicos e financeiros é de -21,44%, decomposto na forma apresentada na Figura 4.

Figura 4 – Impacto final referente à RPR 2023 por componente.

IV - DO FUNDAMENTO LEGAL

125. As Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, 9.074, de 7 de julho de 1995, nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e 9.784, de 29 de janeiro de 1999; o Decreto n° 2.335, de 06 de outubro de 1997; os Contratos de Concessão de Transmissão nº 006/1997, 055/2001, 057/2001, 058/2001, 059/2001, 060/2001, 061/2001, 062/2001 e 063/2001; e o Submódulo 9.1 do Proret, aprovado pela Resolução Normativa nº 880, de 7 de abril de 2020.

V - DA CONCLUSÃO

c

126. Diante do exposto e com base na aplicação da metodologia vigente, os índices finais de reposicionamento e os novos valores de Receita Anual Permitida (RAP) propostos para os Contratos de Concessão nºs 6/1997, 55/2001, 57/2001, 58/2001, 59/2001, 60/2001, 61/2001, 62/2001 e 63/2001 referentes às concessionárias de transmissão prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, orrespondem aos valores dispostos na Tabela 12, a preços de junho de 2023, a vigorar retroativamente

Documento assinado digitalmente.

a partir de 1º de julho de 2023.

127. Ademais, as Parcelas de Ajuste (PA) associadas ao processo de revisão periódica da RAP dos Contratos de Concessão supracitados perfazem as quantias apresentadas na Tabela 13, a serem aplicadas no reajuste da RAP do ciclo 2024-2025, atualizadas pelo IPCA a preços de 1º de junho de 2024.

VI - DA RECOMENDAÇÃO

128. Recomenda-se que o cálculo final da revisão das concessionárias transmissão prorrogadas, nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, seja submetido à apreciação da Diretoria Colegiada da ANEEL.

(Assinado digitalmente)

XXXXXX XX XXXXXXXX XXXXXXXX

Especialista em Regulação

(Assinado digitalmente)

XXXXXX X. XXXXXXXX-XXXXXX DE AMORIM

Especialista em Regulação

De acordo:

(Assinado digitalmente)

XXXXXX XXXXXXXXXX XXXXXX XXXXX

Documento assinado digitalmente.

Superintendente de Gestão Tarifária

ANEXO I

RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES DA CONSULTA PÚBLICA 12/2024

Este Anexo mostra as respostas e os esclarecimentos da ANEEL às contribuições recebidas durante a Consulta Pública – CP nº 12/2024, referente à Revisão de 2023 da Receita Anual Permitida – RAP dos os contratos de concessão de transmissão de energia elétrica prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, bem como a avaliação das Outras Receitas destinadas à modicidade tarifária.

As contribuições estão representadas por extratos dos textos apresentados pelos Agentes, buscando retratar sucintamente a mensagem do autor. A contribuição integral está disponível no endereço xxx.xxxxx.xxx.xx no link Audiências/Consultas/Fórum.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
1	ABRATE	Base Incremental - Metodologia	1. Aplicação de Juros sobre Obras em Andamento em Investimentos da Base Incremental: Sugere-se aqui, a incorporação da taxa regulatória de Juros Sobre Obras em Andamento (JOA regulatório) sobre todos os investimentos da Base Incremental. [...] Conforme resta claro no regulamento vigente, o JOA é um parâmetro regulatório que deve ser acrescido ao VNR para avaliação final da Base Incremental. Assim, é necessária a inclusão do JOA regulatório mesmo quando tratar-se de bens valorados pelo valor contábil atualizado, uma vez que este é o método utilizado para obtenção do VNR quando da impossibilidade de aplicação do Banco de Preços. Contudo, nessas situações, o valor contábil não deve contemplar parcela de JOA capitalizado pela empresa no Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, mas sim o JOA regulatório. Ainda que a transmissora possa ter capitalizado o JOA no investimento imobilizado em serviço, a aplicação do regulamento conduz para a aplicação do JOA regulatório e não do JOA próprio. [...] Diante do exposto, e em observância à regulamentação vigente, a ABRATE propõe a incorporação do JOA regulatório ao VNR dos bens avaliados por atualização contábil, contudo, limitando-se àqueles em que não exista parcela de	Não Acatada	De acordo com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), o Valor Novo de Reposição (VNR) dos ativos de transmissão são compostos pelos seguintes elementos: VNR = UC + COM + CA + JOA Conforme consta no submódulo 9.1 do PRORET, o VNR dos ativos que comporão a Base de Remuneração Regulatória (BRR) das transmissoras será valorado, em regra, por meio de parâmetros regulatórios, como o Banco de Preços de Referência (para os valores de UC, COM e CA) e o JOA Regulatório, conforme transcrito a seguir: "62. Para a avaliação dos ativos das transmissoras vinculados ao serviço público de transmissão de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração na revisão tarifária periódica, devem ser adotados os regulamentos e o Banco de Preços de Referência ANEEL vigentes no ano da revisão periódica. [...] 77. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição utilizará, necessariamente nesta ordem: a) Banco de Preços de Referência ANEEL;

Documento assinado digitalmente.

Pág. 29 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			capitalização do JOA no bem imobilizado em serviço. Para tal, far-se-á necessário a entrega de laudos complementares ao final do processo de fiscalização, com a inclusão destacada dessa parcela de custo, para fácil aprovação e processamento, em observância aos prazos da revisão em tela.		b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido." Contudo, o próprio regulamento prevê situações em que pode- se valorar o ativo com base no Valor Original Contábil Fiscalizado e Atualizado (VOC). Nessas situações, conforme consta no MCSE, o VOC já contempla o valor do JOA. Por esse motivo, a prática regulatória aplicada pela ANEEL (em todos os segmentos regulados) é considerar o JOA do VOC, conforme capitalizado pelas empresas. Não há no regulamento vigente qualquer dispositivo para se considerar, nas obras valoradas pelo VOC, os valores de UC, COM e CA conforme valores incorridos, mas para o JOA, os valores regulatórios. A valoração pelo VOC pressupõe que todos os elementos serão valorados, conforme custos incorridos pelas concessionárias. Desse modo, não há que se falar em perda para as empresas, dado que a valoração pelo VOC considera o custo incorrido para todos os elementos que compõe o VNR. Além disso, o pleito do agente demanda o envio de laudos de avaliação complementares que deverão ser validados e fiscalizados pela SFF, o que pode comprometer o cronograma da revisão já atrasado em 1 ano. Portanto, além de não possuir lastro regulatório, entende-se que a proposta é inoportuna. Pelos motivos expostos, o pleito deve ser negado.

Pág. 30 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
2	ABRATE	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	2. Depreciação Acumulada Fev/23 – Jun/23: [...] É oportuno enfatizar que não há previsão regulatória para a aplicação de datas-bases e/ou regras de depreciação distintas para a RBSE e RBNI Blindada, sendo ambas parcelas da BRR Blindada, conforme disposto nos itens 62 e 63 do submódulo 9.1 do PRORET[...] Sendo assim, entende-se que tanto a RBSE quanto a RBNI Blindada devem ser incorporadas na RAP com base nos valores aprovados e depreciados até 31/01/2023, data-base da Revisão. Quanto ao mérito, destaca-se que não há que se falar em “restituição em duplicidade”. O que há, na verdade, é uma simplificação regulatória do processo de revisão tarifária, que por razões processuais adota uma data-base de corte para definição da BRR Blindada e da BRR Incremental com antecedência suficiente para se operar a devida fiscalização antes da repercussão tarifária. Com isso, a RC incorporada na RAP pode ter desvios a menor ou a maior, a depender da existência de ativos baixados e depreciados ou incorporados após a data-base. Todavia, este efeito é intrínseco aos processos de revisão tarifária e deve ter seu efeito neutralizado ao término da vida útil dos ativos, não havendo necessidade para tratamentos ad-hoc da RBSE. Diante do exposto, apenas a depreciação acumulada ocorrida entre a data-base da última depreciação considerada e a data-base da presente revisão, 31/01/2023, deve ser considerada para efeitos de cálculo da RC do CAA para toda a BRR, sem tratamento ad-hoc para a RBSE.	Não Acatada	O próprio trecho do PRORET citado fundamenta o procedimento adotado pela ANEEL, de modo que deve ser implementado. 63. Para a avaliação dos ativos que compõem a Base Blindada, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos: a) Devem ser expurgadas da Base Blindada as baixas ocorridas entre as datas-bases das revisões anterior e atual; [...] f) Deve ser considerado o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-bases das revisões anterior e atual, obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada e depreciada; Não se deve confudir a data-base da revisão (ou data da revisão), que é 1º de julho, conforme estabelecido nos contratos de concessão, com data-base do laudo de avaliação, que é 31 de janeiro. Além disso, não se trata de tramento ad hoc para RBSE, pelo contrário, na realidade, se está eliminando a diferença que existia entre o cálculo da receita da Base RBNI Incremental/Base RBNI Blindada e a Base Blindada RBSE, uma vez que para os reforços e melhorias o cálculo da receita sempre considerou a depreciação acumulada até 1º de julho do ano da revisão, tanto no estabelecimento da receita provisória no processo autorizativo, quanto da receita definitiva na processo revisional, conforme pode ser facilmente observado nas memórias de cálculo disponibilizadas nos respectivos processos. Mais detalhes sobre essa contribuição podem ser encontrados na Nota Técnica associada a este RAC.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
3	ABRATE	Desativações - Cálculo STR	3. Ressarcimento de Substituição e Desativação de Reforço: Os investimentos referentes aos reforços desativados e que ainda não foram totalmente depreciados e amortizados devem ser ressarcidos com base no Valor de Mercado em Uso (VMU), definido como a diferença entre o Valor Novo de Reposição (VNR) e a depreciação acumulada, nos termos do item 118 do Submódulo 9.1 do PRORET: “118. A baixa de ativos substituídos em decorrência de reforço autorizado pela ANEEL e que ainda não tenham sido completamente amortizados deverá ser acompanhada do ressarcimento à transmissora do valor não depreciado desses ativos tendo como referência a data de desativação.” Sendo assim, entende-se que o ressarcimento deve ser realizado por meio da Parcela de Ajuste (PA) Outros Ajustes (Ciclo 2024/2025), prevista no Submódulo 9.3 do PRORET, sendo o valor integralmente quitado em doze parcelas mensais. Ainda, é necessário aprimoramento do tratamento tarifário a ser conferido entre a data da desativação por reforço e a data de recebimento do respectivo ressarcimento.	Parcialmente Acatada	Por ocasião da abertura da CP, não havia informações consolidadas a respeito do VNR não depreciado das instalações substituídas ou desativadas em decorrência de reforços autorizados pela ANEEL, bem como o que foi reaproveitado ou não. Essas informações foram solicitadas pela SFF ao longo da fiscalização. Por essa razão não foram considerados na abertura da CP os ressarcimentos de que trata o parágrafo 118 do submódulo 9.1 do PRORET, mas serão considerados no fechamento da CP para aquelas empresas que encaminharam as informações devidas à SFF. Os citados ressarcimentos serão pagos às concessionárias de transmissão por meio de Parcela de Ajuste (PA) Outros Ajustes ao longo do ciclo 2024-2025, atualizada pelo IPCA para preços de junho de 2024. Destaca-se que, tanto no Contrato de Concessão quanto no regulamento vigente, não há previsão de aplicação de qualquer índice diferente do índice inflacionário definido em contrato para a atualização da PA. O "parcialmente acatado" resultada do fato de que não será realizado "aprimoramento do tratamento tarifário", pois isso está fora do escopo da presente consulta pública. Qualquer aprimoramento "tarifário" ou metodológico deve ser reapresentado quando da próxima CP revisão do submódulo 9.1.
4	ABRATE	Obrigações Especiais - Cálculo STR	4. Remuneração Sobre Obrigações Especiais: Na Equação (10) descrita no item 40 do Submódulo 9.1. do PRORET, nota-se que o cálculo de remuneração sobre os investimentos de Obrigações Especiais considera entre seus acrônimos, obrigatoriamente, os valores totais dos Custos de Administração, Operação e Manutenção, do Custo Anual dos Ativos e ainda das Obrigações Especiais Brutas: [...] Ao realizar as apurações das Obrigações Especiais, a STR/ANEEL realizou o cálculo da remuneração segregando os componentes previstos nessa fórmula em ativos de RBSE e de RBNI. No entanto, cumpre observar que a aplicação da fórmula citada segregando a base financeira na concessão distorce o resultado final do cálculo da remuneração de	Acatada	A formulação disposta no item 4.9 do Submódulo 9.1 do PRORET não segrega os parâmetros por tipo de base de remuneração, de forma que o cálculo da remuneração de Obrigações Especiais deve ser feito considerando os valores totais das bases blindadas (RBSE e RBNI) e incremental (RBNI), conforme reconhecido pela ANEEL na RPR 2018, por meio da Nota Técnica nº 068/2021 – SCG/SCT/SFF/SRM/ANEEL.

Documento assinado digitalmente.

Documento assinado digitalmente.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			capital sobre as Obrigações Especiais. Portanto, faz-se necessário que a metodologia disposta nos termos da regulamentação vigente seja aplicada sem qualquer segregação, ou seja, o cálculo da RCOE deve ser realizado considerando os valores totais de CAOM (RBSE + RBNI), CAA (RBSE + RBNI) e OESb (RBSE + RBNI). Tal contribuição já havia sido apresentada e acatada por essa Agência no processo de participação pública que homologou a RTP 2018, conforme pode ser verificado na Nota Técnica nº 68/2021-SGT-SCT-SFF-SRM/ANEEL, de 19 de abril de 2021.
5	CEMIG-GT	Base Blindada RBNI - Elegibilidade	2. AJUSTES NOS RELATÓRIOS DE CONCILIAÇÃO FÍSICO CONTÁBIL 2.1. RETIFICAÇÃO DAS TAXAS MÉDIAS DE DEPRECIAÇÃO (TMD) DOS ATIVOS DA RBNI BLINDADA A CEMIG solicita que seja considerada as Taxas Médias de Depreciação retificadas indicadas no arquivo de Base Regulatória enviado no âmbito do processo de fiscalização.	Acatada	Contribuição deve ser tratada do âmbito do processo de fiscalização.
6	CEMIG-GT	Base Incremental - Cálculo STR	2.2. RETIFICAÇÃO DA CLASSIFICAÇÃO DO ATO AUTORIZATIVO E TIPO DE RECEITA Alguns reforços de pequeno porte, cuja receita será reconhecida a partir da revisão 2023, foram informados nos Relatórios de Conciliação Físico-Contábil apenas com o número de Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços – SGPMR, sendo, portanto, classificados pela Agência na prévia publicação da Consulta Pública nº12/2024 como Melhoria de Pequeno Porte. No Relatório de Conciliação Físico-Contábil reencaminhado, foi feita a retificação dos campos “Ato Autorizativo” e “Tipo de Receita”. Sendo assim, a CEMIG solicita que o conjunto de obras (37 casos), listados no quadro a seguir seja reclassificado no Relatório de Conciliação Físico-Contábil como Reforço de Pequeno Porte.	Acatada	Apesar de mencionar em sua contribuição que listaria o conjunto de obras (37 casos) que teria os campos “Ato Autorizativo” e “Tipo de Receita” ajustados, a CEMIG-GT não apresentou a relação dessas obras. Não obstante, informa-se que serão considerados como reforços de pequeno porte as obras que possuam número SGPMR e ato autorizativo informados nos laudos de avaliação (tabela regulatória) e que sejam classificados como reforços de pequeno porte nos termos do Módulo 3 das Regras de Transmissão de Energia Elétrica.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
7	CEMIG-GT	Base Incremental - Elegibilidade	2.3. OBRAS EXCLUÍDAS OU APONTADAS PARA EXCLUSÃO PELA ANEEL No atendimento à ANEEL no processo de fiscalização, a CEMIG foi questionada sobre a elegibilidade de alguns módulos e apresentou as adequadas justificativas, que atendem aos requisitos regulatórios para classificação como elegíveis. A seguir, são apresentadas as justificativas e contribuições para os pedidos de reinclusão dos ativos considerados elegíveis. 2.3.1 TRANSFORMADORES DAS SUBESTAÇÕES – SE JAGUARA E SE LAFAIETE 1 EXCLUÍDOS DO RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO [...] Diante do exposto, considerando o posicionamento do ONS, a CEMIG solicita que sejam reconhecidas as datas constantes/informadas nos SGPMR 000887/2019 (TR 345 / 138 kV LAFAIETE 1 3 MG) e SGPMR 007532/2016 (TR 500 / 345 kV JAGUARA-SE 12 MG), constantes também no Voto do Diretor-Relator e na REA nº 14.000/2023, onde constam as datas de entrada em operação, conforme prints disponibilizados e validados pelo Operador. Caso a Agência entenda que tais informações não sejam suficientes para considerar a data da efetiva entrada em operação de tais ativos, a CEMIG solicita que seja dado comando para que o ONS faça as alterações do TLD.	Não Acatada	A REA 14.000, de 14 de março de 2023, autorizou a CEMIG-GT, dentre outros, a substituir, nas SE LAFAIETE 1 e JAGUARA-SE, transformadores de potência 345/138 kV e 500/345 kV, respectivamente. De acordo com os itens II.6 e II.8 do ANEXO II da citada REA, o prazo para entrada em operação comercial das obras era de 1 mês após a publicação da REA no DOU. Por meio dos TLDONS/142/4/2023 e TLDONS/145/4/2023, emitidos pelo ONS, o Operador atestou a entrada em operação comercial das obras nas data de 17/04/2023 e 19/04/2023, respectivamente. Conforme consta no submódulo 9.1 do PRORET, devem compor a base incremental a ser considerada na revisão da RAP (parcela de receita R4), os seguintes ativos: "IV – R4: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas e que compõem a base incremental de ativos: a) Com receita prévia: que entraram em operação comercial ou que tiveram a entrada em operação comercial reconhecida, mesmo que com data retroativa, no período de elegibilidade; e b) Sem receita prévia: que entraram em operação comercial no período de elegibilidade." O documento oficial que atesta a entrada em operação comercial das instalações de transmissão e autoriza o pagamento da parcela de RAP correspondente é o Termo de Liberação emitido pelo ONS, conforme estabelece o item 2.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica. Portanto, esse é o documento que deve ser considerado pela ANEEL para os propósitos desta revisão. Uma vez que o Termos de Liberação citados apresentam data posterior à 31/01/2023 (data limite para elegibilidade dos

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
					ativos), essa é a informação oficial disponível que deve ser considerada pela STR, à luz dos regulamentos vigentes, portanto fora do período de eligibilidade da presente revisão. Não é competência da STR e tampouco faz parte do escopo desse processo de revisão avaliar a razoabilidade da data que consta nos TLDONS/142/4/2023 e TLDONS/145/4/2023. Caso a concessionária entenda que a data do referido TL não é adequada, deve solicitar junto à STD/SFT/SCE a instrução de processo específico para autorizar expressamente o ONS a retificar o TL mencionado para considerar a data retroativa solicitada, em conformidade com casos similares já deliberados pela ANEEL. Como exemplo de caso similar e precedente, cita-se a emissão da REA 15.140/2024, no âmbito do Processo 48500.000702/2018-16, instruído pela SCE, em que que a Diretoria da ANEEL decidiu: [...] "(ii) por autorizar o Operador Nacional do Sistema – ONS a emitir o Termo de Liberação Definitivo – TLD para o Empreendimento SIGET: T2022-016 – Melhoria na SE Itaberá – Substituição da fase A do reator monofásico RIV2, 750 kV, 1x110 MVAr, com data retroativa a 20 de maio de 2022, desde que atendidos todos os requisitos impostos pelo ONS e pelos Procedimentos de Rede para a emissão do Termo naquela data." Caso contrário, mantém-se a receita provisória autorizada e a CEMIG-GT deve reapresentar as obras na revisão de 2028.
8	CEMIG-GT	Base Incremental - Elegibilidade	2.3. OBRAS EXCLUÍDAS OU APONTADAS PARA EXCLUSÃO PELA ANEEL No atendimento à ANEEL no processo de fiscalização, a CEMIG foi questionada sobre a elegibilidade de alguns módulos e apresentou as adequadas justificativas, que atendem aos requisitos regulatórios para classificação como elegíveis. A seguir, são apresentadas as justificativas e contribuições para os pedidos de reinclusão dos ativos considerados elegíveis.	Não Acatada	Primeiramente, a REN 443/2011 (já revogada), mencionada pela transmissora para justificar a reinclusão da Melhoria de Grande Porte (sem ato autorizativo emitido) referente à reforma do autotransformador da SE ITUTINGA, estabelecia como regra que: "Art. 2º [...] § 1º A concessionária de transmissão não faz jus a parcela adicional de receita anual permitida pela implementação de Melhorias."

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			2.3.2 REFORMA DO AUTOTRANSFORMADOR DA SE ITUTINGA [...] Diante do exposto, a CEMIG solicita que essa Melhoria de Grande Porte seja elegível para compor o Relatório Conciliação Físico-Contábil e, consequentemente, incluída na sua Base de Remuneração Regulatória, para fins de estabelecimento de RAP.		No entanto, a transmissora poderia solicitar a revisão de sua RAP (exercendo direito previsto em contrato), caso entendesse que sua concessão estaria em desequilíbrio econômico e financeiro em decorrência da execução de alguma melhoria não reconhecida, conforme § 2º do Art. 2º da REN 443/2011: "§ 2º O disposto no § 1º não prejudica o direito de revisão da receita para manutenção de equilíbrio econômico e financeiro, conforme estabelecido no contrato de concessão." Dessa forma, o fato de a concessionária pleitear adicional de receita para a melhoria mencionada mais de uma década após a sua conclusão, ocorrida em 2/8/2013, é evidência suficiente de que o Contrato de Concessão nº 6/1997 não sofreu qualquer desequilíbrio econômico e financeiro em função da execução da melhoria em questão. Isto posto, à luz do regulamento citado pela CEMIG-GT, não haveria necessidade de se calcular um adicional de receita para a obra em discussão. Não obstante, em que pese a argumentação da empresa, o regulamento que deu o tratamento devido à melhoria em discussão foi a REN 643/2014, que alterou a REN 443/2011, incluindo o Art. 8º nos seguintes termos: "Art. 8º As concessionárias de transmissão deverão informar à ANEEL as melhorias constantes [...] nos Planos de Modernização de Instalações 2011-2014, 2012-2015, 2013- 2016 e 2014-2017, elaborados pelo ONS, com previsão de entrada em operação comercial a partir de 1° de janeiro de 2013, com o seguinte prazo: I - até 1º de março de 2015, as Melhorias que entraram em operação comercial entre 1º de janeiro e 31 de dezembro de 2013, para avaliação e estabelecimento de eventual receita adicional no reajuste anual de RAP a vigorar em 1º de julho de

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
					2015; e [...]" Uma vez que a melhoria em questão entrou em operação comercial em 2/8/2023, era responsabilidade da CEMIG-GT informá-la à ANEEL para avaliação e estabelecimento de eventual receita adicional no âmbito do rejuste da RAP do ciclo 2015-2016. Contudo, ao analisar as informações encaminhadas pela concessionária no referido processo, não foram encontradas referências à melhoria na SE ITUTINGA. De todo modo, aplica-se ao presente processo o regulamento vigente no momento da revisão, ou seja, o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, que estabelece: “5.1. As MELHORIAS DE GRANDE PORTE são aquelas referentes a substituição ou reforma de transformador de potência (TR), equipamento de controle de reativo (CR) ou linha de transmissão (LT), nesse caso desde que envolvam a substituição de pelo menos cinquenta por cento das estruturas ou dos condutores, por motivo de obsolescência, vida útil esgotada, falta de peças de reposição, risco de dano a instalações, desgastes prematuros ou restrições operativas intrínsecas. “5.1.2. As MELHORIAS DE GRANDE PORTE que constarem no Plano de Outorga terão a correspondente receita estabelecida previamente em Resolução específica, desde que vinculadas às INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO sujeitas ao processo de revisão periódica integral da RAP prevista nos contratos de concessão ou que tenham atingido o fim de vida útil regulatória, conforme MCPSE”. Portanto, de acordo com o regulamento mencionado, tais obras devem ter o correspondente adicional de receita estabelecido em ato autorizativo específico emitido pela ANEEL, e não na revisão periódica. Logo, o pleito deve ser negado, e a concessionária deverá regularizar a situação junto

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
					à SCE, solicitar o correspondente Termo de Liberação ao ONS e reapresentar a obra na revisão de 2028, após concluído todo o processo de regularização necessário.
9	CEMIG-GT	Base Incremental sem RAP Prévia - Cálculo STR	2.4. DEFINIÇÃO DA DATA-BASE PARA INÍCIO DA DEPRECIAÇÃO E CÁLCULO DAS RECEITAS ASSOCIADAS A INVESTIMENTOS CADASTRADOS NO SGPMR Todos os reforços e melhorias de pequeno porte elegíveis e que estão sendo avaliados nesse processo de revisão tarifária devem estar cadastrados no SGPMR. Especificamente no caso dos reforços de pequeno porte, também é necessária a autorização da ANEEL, emitida via resolução ou despacho. [...] Entretanto, a ANEEL na fase de fiscalização, pretende ajustar a data de entrada em operação pela data de conclusão informada no SGPMR. Também, durante a fiscalização, a Agência pontuou excluir obras de pequeno porte que atenderam aos critérios regulatórios vigentes, porém foram registrados como concluídos no SGPMR após 31/01/2023. Verifica-se que não há nos Procedimentos de Regulação Tarifária comando que vincule a entrada em operação da obra à data cadastrada no sistema do ONS. Frisa-se, novamente, que a partir da edição da Resolução Normativa – REN nº 1.020/2022, para os casos de melhoria de pequeno porte implantadas a partir de 01/01/2023, a regulação vigente não estabelece como necessário o cadastro no SGPMR das melhorias que não causarem desligamento da Função de Transmissão, que é o caso mais comum. Ou seja, na próxima revisão tarifária a data do SGMPR já não existirá para os casos de melhoria sem desligamento. Diante do exposto, a CEMIG solicita a permanência em sua	Parcialmente Acatada	Analisando as contribuições e dada as constatadas limitações do sistema SGPMR do ONS, como a permissão de cadastros em lote (o que impossibilita a identificação da data de entrada em operação das obras individualmente) e a proibição de cadastro de data de entrada em operação comercial anterior a 15 dias do momento de cadastro no sistema computacional, a STR optou por utilizar a data fiscalizada pela SFF, que validará a execução da obra e a informação que consta no laudo de avaliação.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			base Incremental das obras excluídas e a consideração da data de entrada em operação registrada na contabilidade, que é a data adequada e sobre a qual foram calculadas as cotas de depreciação como a data efetiva de entrada em operação comercial.
10	CEMIG-GT	Base Incremental sem RAP Prévia - Elegibilidade	2.5. MELHORIAS COM DATA DE ENERGIZAÇÃO ANTERIOR A 31/12/2012 E CAPITALIZADAS APÓS 01/01/2013 [...] Desta forma, resta claro que os ativos em operação antes de 31/12/2012, mas que não estavam capitalizados até esta data à época do Laudo que compôs a indenização dos ativos, quando apresentados a qualquer momento, seguindo os critérios de elegibilidade para composição da Base de Incremental deverão ser avaliados e considerados na receita do concessionário a partir da revisão periódica subsequente a sua entrada em operação. Vale destacar que estes ativos foram informados no Relatório protocolado pela CEMIG na Revisão Tarifária Periódica de 2018. A pedido da XXXXX, à época, estas obras foram retiradas do Relatório de Conciliação Físico Contábil e inseridas no relatório extrapatrimonial classificadas como obras autorizadas sem receita homologada, para posterior tratamento e estabelecimento de RAP. Em consonância com os preceitos da Lei nº 12.783/2013, tais obras estão sendo informadas novamente nessa Revisão Tarifária Periódica, para que seja efetivada sua regularização e a homologação da Receita Anual Permitida – RAP, em atendimento ao parágrafo 7º da citada Lei. Os módulos a serem considerados elegíveis na Base de Remuneração mediante atendimento ao disposto da lei supracitada estão destacados a seguir: Ide_Mdl_original_sff Ide_Rct_SGPMR_original_sff 5830 0002545/2018	Não Acatada	Com relação ao cálculo de receitas adicionais para execução de melhorias executadas antes de 31/12/2012, destaca-se que antes da prorrogação das concessões vigorava a REN 443/2011, que estabelecia como regra que: "Art. 2º [...] § 1º A concessionária de transmissão não faz jus a parcela adicional de receita anual permitida pela implementação de Melhorias." No entanto, a transmissora poderia solicitar a revisão de sua RAP (exercendo direito previsto em contrato), caso entendesse que sua concessão estaria em desequilíbrio econômico e financeiro em decorrência da execução de alguma melhoria não reconhecida, conforme § 2º do Art. 2º da REN 443/2011: "§ 2º O disposto no § 1º não prejudica o direito de revisão da receita para manutenção de equilíbrio econômico e financeiro, conforme estabelecido no contrato de concessão." Dessa forma, o fato de a concessionária pleitear adicional de receita para melhorias mais de uma década após a suas execuções é evidência suficiente de que o Contrato de Concessão nº 6/1997 não sofreu qualquer desequilíbrio econômico e financeiro em função da execução das melhorias em questão. Isto posto, à luz do regulamento citado (vigente à época da

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			5837 0002526/2018 5839 0002535/2018 5841 0002318/2018 17142 0000356/2010 Sendo assim, a CEMIG solicita o reconhecimento da RAP destes ativos a partir da data de revisão subsequente a sua entrada em operação.		execução das melhorias), não há que se falar em cálculo de adicional de receita para as obras em discussão. Além disso, quando da renovação das concessões, os ativos em operação comercial até 30/6/2012, a depender da sua natureza, foram indenizados às transmissoras por meio da PRT 580/2012 ou posteriormente incorporados no componente econômico da RBSE nos termos da PRT 120/2016. Sendo assim, tais ativos podem já ter sido indenizados ou incorporados à RBSE. Diante do exposto, caso a concessionária entenda que ainda há valor a ser restituído referente a esses ativos, deve solicitar abertura de processo específico (conforme caso similar: 48500.005573/2022-39, item 33 deste RAC) para que a ANEEL possa avaliar a pertinência da solicitação.
11	CEMIG-GT	Base Incremental com RAP Prévia - Cálculo STR	3. TRATAMENTO DAS AUTORIZAÇÕES COM RAP HOMOLOGADA E INVESTIMENTO FORA DO RELATÓRIO DE CONCILIAÇÃO FÍSICOCONTÁBIL Este item se refere às obras autorizadas pela ANEEL, executadas, energizadas e com Termo de Liberação emitido dentro do período incremental, porém sua capitalização ocorreu após 31/01/2023. [Quadro com as seis obras que se enquadam na situação descrita: IdRec = [103783, 107667, 119396, 119945, 122093, 122095] Desta forma, a CEMIG discorda do procedimento adotado pela ANEEL de se considerar a devolução da receita provisória, estabelecida em atos da Agência, por meio de Parcela de Ajuste de retroatividade. Sendo assim, a CEMIG solicita que, para estes casos, a Agência mantenha a RAP provisória constituída nos atos da autorização destes ativos até a próxima revisão tarifária periódica, uma vez que sua capitalização ocorrerá no período incremental da revisão de 2028.	Parcialmente Acatada	Conforme MCSE, a transmissora responsável deve capitalizar as obras (transferência do Ativo Imobilizado em Curso – AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço – AIS) no mês de sua entrada em operação ou até o término do segundo mês subsequente. Dessa forma, o prazo máximo para capitalização pode chegar a até 90 dias após a entrada em operação da obra. Sendo assim, para as obras que entraram em operação comercial a entre 01/11/2022 e 31/01/2023 e não foram incluídas no laudo de avaliação enviado, será mantida a RAP provisória calculada na autorização. Logo, a receita correspondente será revisada na revisão de 2028, uma vez que, nesses casos, o prazo máximo para capitalização ainda não havia se esgotado em 31/01/2023, conforme o MCSE. Para as obras energizadas antes de 01/11/2022 e que ainda não foram capitalizadas pela transmissora responsável, também será mantida a RAP provisória calculada na autorização, porém os casos serão encaminhados para a fiscalização para apuração de eventual desconformidade com o MCSE. Caso, essas obra não constem do laudo a ser apresentado na revisão de 2028, serão consideradas como despesas de O&M, já cobertas pelos custos operacionais regulatórios, de modo que a correspondente parcela adicional

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					de receita será cancelada. Por fim, com relação à receita de IdeRct = 119396, ao longo do processo de fiscalização a concessionária informou que "o reforço de pequeno porte “Instalação de proteção digital de falha de disjuntor do disjuntor 230 kV - 1M4” na SE Timoteo 2, autorizado pela REA 7761/2019, está associada ao empreendimento do seccionamento da Linha LT Mesquita- Timóteo 2 pela Empresa de Transmissão Timóteo Mesquita S/A – ETTM, (CC 002/2012) que ainda não foi concluído. Uma vez que este ativo ainda não se encontra capitalizado, a CEMIG GT entende que o cancelamento da RAP e o cálculo da devolução do retroativo desta receita está correto e deverá ser mantido".
12	CEMIG-GT	Base Incremental com RAP Prévia - Cálculo STR	4. TRATAMENTO DAS AUTORIZAÇÕES CUJAS OBRAS NÃO GERARAM IMOBILIZADOS Este item se refere à obra de reforço autorizado que demandaram custos, os quais não se enquadram como investimentos porque não houve adição de ativos no Ativo Imobilizado em Serviço, conforme determina o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. IdRec Ato Autorizativo Tipo de Receita Descrição Obra 120868 REA 7761/2019 Incremental Instalação de supervisão por relés de perda de tensão de CC no circuito do relé 25K, anunciador, do ERAC e RDP. * Reforço autorizado sem RAP Prévia incluído no reajuste do Ciclo 2022 - 2023 Esta obra foi autorizada pela ANEEL e homologada antes da publicação da Resolução Normativa nº 1.020/2022. No caso desta obra a RAP foi apenas descontinuada, não sendo considerada a PA do valor residual. A CEMIG solicita que a ANEEL estabeleça o valor residual para a obra IdRec 120868, em forma de Parcela de Ajuste.	Não Acatada	Nos termos do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE e do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, os dispêndios que não constituem uma Unidade de Adição e Retirada – UAR não são considerados no Ativo Imobilizado em Serviço - AIS e, consequentemente, não podem ser considerados como investimento e não compõe a BRR da transmissora, conforme submódulo 9.1 do PRORET, transcrito a seguir: "59. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes itens: I - Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico) [...] II – Intangíveis; III – Almoxarifado em Operação; e IV – Obrigações especiais." Portanto, tais registros, uma vez que não se enquadram como investimento, só podem ser classificados como despesa de operação e manutenção de instalações existentes. Sendo assim, tais montantes já são reconhecidos na RAP das transmissoras por meio de metodologia específica, baseada em estudo de bechmarking.

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					Logo, não há que se falar em reconhecimento adicional por meio de Parcela de Ajuste, dado que despesas de operação e manutenção já são consideradas na RAP da transmissora.
13	CEMIG-GT	SIGET - Cálculo STR	5. CORREÇÃO DE ERROS MATERIAIS NA MEMÓRIA DE CÁLCULO DA RAP E CONTRIBUIÇÃO PARA O APRIMORAMENTO DO CÁLCULO 5.1.1. DESCONTINUIDADE DA RAP DE ATIVOS CONSTANTES NO LAUDO Na planilha “LAUDOS_AVALIACAO_STR_COMENTADOS--- abertura-CP.xlsx”, o item OBS_ANEEL (coluna AS) apresenta o seguinte comentário para duas obras apresentadas no laudo, conforme a seguir. IdMod IdRec ou SGPMR Obs Aneel Tipo de Receita 8427 102845 Instalação Substituída em 08/07/2019 e receita cancelada. RBNI Blindada 14060 0002548/2018 Instalação Desativada em 07/07/2022. RBNI Incremental Na planilha “Revisao-RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2---abertura- CP.xlsb”, as RAPs destes ativos são descontinuadas em julho/2019 e julho/2023, respectivamente, sendo calculado apenas a PA retroativa destas obras. No entanto estes ativos estão no Relatório de Conciliação Contábil associados aos imobilizados a seguir. IdMod IdRec ou SGPMR Tipo de Receita Imobilizados 8427 102845 RBNI Blindada 43010882 43010881 14060 0002548/2018 RBNI Incremental 100000522084 Vale destacar que não existe lastro regulatório que justifique a descontinuidade destas obras. Não foi encontrado Ato Autorizativo de obras efetuadas nos módulos MC 500 kV TR 500/138 kV NEVES 1	Não Acatada	Conforme informado pela própria CEMIG-GT em contribuição à Primeira Fase da TS nº 14/2022 (disponível em: xxxxx://xxxxxx.xxxxx.xxx.xx/xxx/xxxxx/xxxxxxx-xx- subsidios?p_p_id=participacaopublica_WAR_participacaopubli caportlet&p_p_lifecycle=2&p_p_state=normal&p_p_mode=vie w&p_p_cacheability=cacheLevelPage&p_p_col_id=column- 2&p_p_col_count=1&_participacaopublica_WAR_participacao publicaportlet_ideDocumento=47540&_participacaopublica_ WAR_participacaopublicaportlet_tipoFaseReuniao=fase&_parti cipacaopublica_WAR_participacaopublicaportlet_jspPage=%2F html%2Fpp%2Fvisualizar.jsp ), o módulo IdeMdl = 8427 (MC 500 kV TR 500/138 kV NEVES 1 TR3 MG) foi desativado em 08/07/2019, em decorrência das obras autorizadas pela REA 6.480/2017. Analisando o Diagrama Unifilar na SE NEVES 1, fica evidente que a substeção possui atualmente apenas 2 transformadores principais 500/138 kV (TR4/IdeMdl = 8429 e TR5/IdeMdl = 8432) e um reserva (TRR1/IdeMdl = 27856), tendo o TR3 (IdeMdl = 8426) e seus respectivos módulos de conexão (IdeMdl = 8427 e 8428) sido desativados. Quanto ao módulo IdeMdl = 14060 (MC 13,8 kV BC 13,8 kV 6 Mvar JUIZ DE FORA 1 BC6 MG), a REA 7.497/2018, alterada pela REA 7.668/2019, foi clara ao autorizar em seu item I.3.6 a obra: "I.3.6 Substituição, na Subestação Juiz de Fora 1, do Autotransformador Trifásico 345/138 kV - 150 MVA (T5) pelo Banco de Autotransformadores 345/138 kV - 3x125 MVA (T7). A receita do transformador 345/138 kV - 150 MVA T5, dos bancos capacitores 13,8 kV - 6 Mvar BC6, BC7 e BC8 e do módulo de conexão 13,8 kV do banco capacitores BC6 devem

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			TR3 MG (IdMod 8427) e MC 13,8 kV BC 13,8 kV 6 Mvar JUIZ DE FORA 1 BC6 MG (IdMod 14060) que justifique o cancelamento destas obras de pequeno porte, em operação comercial desde 23/11/2013 e 21/05/2013, respectivamente e ainda não amortizadas. A CEMIG solicita que a ANEEL mantenha o valor da RAP desses IdMod/IdRec.		ser canceladas após a entrada em operação comercial dessa obra." Destaca-se que a referida obra entrou em operação comercial em 07/07/2022, conforme TLD 200/7/2022 emitido pelo ONS. Sendo assim, o pleito da concessionária deve ser negado e as receitas devem ser canceladas na data de desativação das instalações, em conformidade com o submódulo 9.7 do PRORET.
14	CEMIG-GT	Base Blindada RBNI - Cálculo STR	5. CORREÇÃO DE ERROS MATERIAIS NA MEMÓRIA DE CÁLCULO DA RAP E CONTRIBUIÇÃO PARA O APRIMORAMENTO DO CÁLCULO 5.1.2. MUDANÇA NO NOME DA VARIÁVEL “BENS TOTALMENTE DEPRECIADOS” NO CÁLCULO DA RAP DA RBNI Na planilha “Revisao-RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2---abertura- CP.xlsb”, guia RBSE Blindada (sic), coluna “AU” tem a variável “Bens Totalmente Depreciados”. Confrontando os valores desta variável com o Relatório de Conciliação Físico Contábil, a variável parece se tratar das baixas dos ativos de RBNI, e não os ativos totalmente depreciados. Em se confirmando que se trata das baixas, a CEMIG concorda com a forma de utilização da variável no cálculo, sendo utilizada na dedução da Quota de Reintegração (QRR). No entanto, não faria sentido esta dedução, caso a variável se tratar de bem totalmente depreciado, uma vez que o cálculo da RAP já considera a TMD média do módulo desde o início de sua amortização. Desta forma, a CEMIG solicita a mudança do nome de “Bens Totalmente Depreciados” para “Bens Baixados”.	Acatada	Contribuição da concessionária procede. Entende-se que há duas formas possíveis de se calcular a receita dos reforços e melhorias na revisão periódica, ambas equivalentes resultando no mesmo Valor Presente Líquido (VPL). A primeira delas é considerar, durante toda a vida útil regulatória do módulo, a TMD calculada na primeira revisão, aplicando-a sobre o Base de Remuneração Bruta (BRB), sem dedução dos Ativos Totalmente Depreciados (ATD). Assim, ao final da vida útil regulatória (inverso da TMD), o VNR terá sido totalmente restituído e remunerado. A segunda forma, consiste em recalcular, a cada revisão, a TMD do módulo, em conjunto com a dedução dos ATD para se obter a Base Bruta. A taxa média de depreciação é uma média das taxas de depreciação de cada bem que compõe o módulo ponderada pelo VNR de cada bem. Contudo, as taxas de depreciação anual das Unidades de Adição e Retirada (UAR) podem variar de 2,5% até 20%. Além disso, quando uma instalação fica totalmente depreciada, ela é transferida para a rubrica de “ativos totalmente depreciados”, com isso deixa de ser depreciada e é deduzida da Base de Remuneração Bruta. Consequentemente, com o passar do tempo, a TMD do módulo aumenta, pois permanecem no cálculo da taxa de depreciação, apenas os

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					ativos de vida útil mais longa e que possuem vida útil residual. Conforme já mencionado, as duas formas resultam no mesmo VPL. Sendo assim, como são formas equivalentes e aplicando- se o princípio da simplicidade e objetividade, propõe-se o acatamento do pleito da CEMIG-GT, que em conjunto com contribuição 15, converge para o primeiro método mencionado. Sendo assim, a planilha de cálculo da Base Blindada RBNI foi alterada para considerar a TMDC blindada da primeira revisão tarifária para obter a depreciação acumulada em termos percentuais, que é aplicada sobre o VNR do Laudo, sem a dedução dos Ativos Totalmente Depreciados (ATD).
15	CEMIG-GT	Base Blindada RBNI - Cálculo STR	5. CORREÇÃO DE ERROS MATERIAIS NA MEMÓRIA DE CÁLCULO DA RAP E CONTRIBUIÇÃO PARA O APRIMORAMENTO DO CÁLCULO 5.1.3. TAXA MÉDIA DE DEPRECIAÇÃO (TMD) DA BASE RBNI BLINDADA Na planilha “Revisao-RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2---abertura- CP.xlsb”, na guia “Base Blindada”, o cálculo da depreciação acumulada (coluna AW) utiliza a TMD Revisada multiplicando- a pelo período de operação do ativo. Ocorre que a TMD revisada pode apresentar variações ao longo da vida útil do ativo, influenciando no cálculo do número de cotas remanescentes a serem amortizadas e no cálculo da Base Líquida e, consequentemente, na remuneração do investimento. Este efeito ocorre para todas as concessionárias que estão passando por revisão tarifária periódica, sendo que a CEMIG teve um resultado negativo com este ajuste. Desta forma, a CEMIG solicita que, assim como o VNR, a TMD utilizada no cálculo da RAP dos ativos da RBNI Blindada seja o valor blindado, calculado à época da Revisão Tarifária Periódica de 2018.	Acatada	Ver resposta ao item 14.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
16	CEMIG-GT	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	5. CORREÇÃO DE ERROS MATERIAIS NA MEMÓRIA DE CÁLCULO DA RAP E CONTRIBUIÇÃO PARA O APRIMORAMENTO DO CÁLCULO 5.1.4. DEPRECIAÇÃO ACUMULADA FEV/23 – JUN/23 [...] É oportuno enfatizar que não há previsão regulatória para a aplicação de datas-bases e/ou regras de depreciação distintas para a RBSE e RBNI Blindada, sendo ambas parcelas da BRR Blindada, conforme disposto nos itens 62 e 63 do submódulo 9.1 do PRORET[...] Sendo assim, entende-se que tanto a RBSE quanto a RBNI Blindada devem ser incorporadas na RAP com base nos valores aprovados e depreciados até 31/01/2023, data-base da Revisão. Quanto ao mérito, destaca-se que não há que se falar em “restituição em duplicidade”. O que há, na verdade, é uma simplificação regulatória do processo de revisão tarifária, que por razões processuais adota uma data-base de corte para definição da BRR Blindada e da BRR Incremental com antecedência suficiente para se operar a devida fiscalização antes da repercussão tarifária. Com isso, a RC incorporada na RAP pode ter desvios a menor ou a maior, a depender da existência de ativos baixados e depreciados ou incorporados após a data-base. Todavia, este efeito é intrínseco aos processos de revisão tarifária e deve ter seu efeito neutralizado ao término da vida útil dos ativos, não havendo necessidade para tratamentos ad-hoc da RBSE. Diante do exposto, apenas a depreciação acumulada ocorrida entre a data-base da última depreciação considerada e a data-base da presente revisão, 31/01/2023, deve ser considerada para efeitos de cálculo da RC do CAA para toda a BRR, sem tratamento ad-hoc para a RBSE.	Não Acatada	Ver resposta ao item 2.
17	CEMIG-GT	Desativações - Cálculo STR	6. RESSARCIMENTO DE SUBSTITUIÇÃO E DESATIVAÇÃO DE REFORÇO [...] Sendo assim, a CEMIG propõe que o ressarcimento deve ser realizado por meio da Parcela de Ajuste (PA) Outros Ajustes (Ciclo 2024/2025), prevista no Submódulo 9.3 do PRORET,	Parcialmente Acatada	Ver resposta ao item 3.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			sendo o valor integralmente quitado em doze parcelas mensais. Ainda, é necessário aprimoramento do tratamento tarifário a ser conferido entre a data da desativação por reforço e a data de recebimento do respectivo ressarcimento.
18	CEMIG-GT	Almoxarifado de operações - Cálculo STR	7. TRATAMENTO DO RATEIO DO ALMOXARIFADO DE OPERAÇÃO [...] Na memória de cálculo disponibilizada na planilha “Revisao- RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2---abertura-CP.xlsb”, o valor do saldo médio das subcontas de almoxarifado apresentado pela Transmissora em seu Relatório de Avaliação foi alocado integralmente no “Econômico RBSE” que refere-se à Base Blindada da RBSE (Parcela de Receita R1) e nenhum valor foi vinculado à Base Blindada da RBNI (Parcela de Receita R3), as quais se referem às instalações de transmissão em operação comercial e que já foram objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores. Diante do exposto, a CEMIG solicita que o valor apurado do almoxarifado de operação seja alocado também na RBNI Blindada, consolidada na aba “Base Blindada” da memória de cálculo.	Acatada	Planilha de cálculo ajustada para ratear o valor apurado do Almoxarifado de Operação entre a Base Blindada RBSE e a Base Blindada RBNI, seguindo o critério de rateio que consta no PRORET 9.1: "d) Almoxarifado em operação: o valor total apurado para os reforços e melhorias deve ser rateado pelos ativos que constituem uma unidade modular completa, excluindo-se aqueles classificados como obrigação especial, com base no VNR revisado."
19	CEMIG-GT	Obrigações Especiais - Cálculo STR	8. CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO SOBRE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS Refazendo o cálculo RCOE de forma consolidada como especificado no Submódulo 9.1 do PRORET, temos o seguinte resultado apresentado na linha RBSE+RBNI. Verifica-se que quando é calculado de forma consolidada o valor desta receita é superior em R$ 1.738.594,55. ATIVO CAIMI QRR+RC (sem OE) CAOM Obrigações Especiais Brutas RC Obrigações Especiais RBSE 8.931.557,00 000.000.000,00 000.000.000,00 00.000.000,00 0.000.000,40 RBNI 3.750.425,00 000.000.000,00 00.000.000,00 000.000.000,62 834.029,04 RBSE+RBNI 12.681.982,00 000.000.000,00 000.000.000,00 000.000.000,00 0.000.000,00	Acatada	Ver resposta ao item 4.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			Diante do exposto, a Cemig GT solicita que o cálculo seja realizado considerando a BRR consolidada, conforme estabelecido no item 4.9 do Submódulo 9.1 do PRORET e que seja retificada a Remuneração de Obrigações Especiais – RCOE, cujo valor calculado é de R$ 3.639.446,00.
20	COPEL-GT	Base Incremental com RAP Prévia - Elegibilidade	1. IDENTIFICADORES DE RECEITA NÃO INCORPORADOS 1.1. IDE MÓDULO 9758 IDE RECEITA 121745 Trata-se de receita autorizada pela Resolução 14531/2023 em caso de melhoria em transformador que sofreu sinistro em 2018 e foi substituído em regime de urgência e que, portanto, cumpre o prescrito no parágrafo 70 do submódulo 9.1 do PRORET 9.1. 70. Os reforços ou as melhorias de grande porte executadas sem ato autorizativo da ANEEL, bem como as melhorias de pequeno porte tratadas no parágrafo anterior que não tenham vinculação com o bem substituído ou reformado, não devem compor a base de remuneração das transmissoras passível de revisão. 71. As obras tratadas no parágrafo anterior devem observar o seguinte procedimento: a) Os bens devem constar de relatórios separados, com as devidas justificativas, obedecendo rigorosamente ao formato estabelecido nos Relatórios de Avaliação e de Conciliação Físico-Contábil; e b) Os bens devem ser registrados no ativo imobilizado e controlados separadamente pela concessionária até que tenham a situação regularizada por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde que haja interesse do	Não Acatada	A REA 14.531, de 16 de maio de 2023, autorizou a COPEL-GT, dentre outros, a substituir, na SE CASCAVEL, o transformador 000-000-00,8KV – 150MVA (ATF-C). De acordo com o item II.2 do ANEXO II da citada REA, o prazo para entrada em operação comercial da obra era de 1 mês após a publicação da REA no DOU. Não constou qualquer dispositivo no referido ato atestando ou confirmando que a referida melhoria já se encontrava em operação. Por meio do TLPONS/049/07/2023, emitido pelo ONS, o Operador atestou a entrada em operação comercial da obra na data de 19/07/2023. Conforme consta no submódulo 9.1 do PRORET, devem compor a base incremental a ser considerada na revisão da RAP (parcela de receita R4), os seguintes ativos: "IV – R4: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas e que compõem a base incremental de ativos: a) Com receita prévia: que entraram em operação comercial ou que tiveram a entrada em operação comercial

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			planejamento setorial. (grifo nosso) Ocorre que com a publicação da REA 14531/2023 e a emissão do Termo de Liberação TLPONS/049/07/2023 pelo ONS, trata- se de bem já regularizado em tempo para este processo revisional. Destaca-se que, do ponto de vista operativo, a Copel GeT foi prudente ao substituir o transformador antes da autorização contribuindo para melhor atendimento técnico ao SIN, sendo que não revisar esta receita, assim como não retroagir para data da efetiva Operação Comercial não é razoável. Devido a impossibilidade de utilizar a Data do Termo de Liberação do ONS como data para a efetiva Operação Comercial do equipamento, sugere-se utilizar a data informada no SGPMR 0000861/2019, a saber 22/03/2019. Como evidência da data de energização enviamos anexos os seguintes documentos: • TLPONS/049/07/2023; • Relatório de Comissionamento do Transformador; • Tela do SGPMR 0000861/2019; • REA 14531/2023. Diante dos fatos narrados, a Xxxxx solicita que o Identificador de Receita 121745 do Módulo 9758 seja considerado neste processo revisional.		reconhecida, mesmo que com data retroativa, no período de elegibilidade; e b) Sem receita prévia: que entraram em operação comercial no período de elegibilidade." O documento oficial que atesta a entrada em operação comercial das instalações de transmissão e autoriza o pagamento da parcela de RAP correspondente é o Termo de Liberação emitido pelo ONS, conforme estabelece o item 2.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica. Portanto, esse é o documento que deve ser considerado pela ANEEL para os propósitos desta revisão. Uma vez que o TLPONS/049/07/2023 apresenta a data de 19/07/2023, essa é a informação oficial disponível que deve ser considerada pela STR, à luz dos regulamentos vigentes, portanto fora do período de eligibilidade da presente revisão. Não é competência da STR e tampouco faz parte do escopo desse processo de revisão avaliar a razoabilidade da data que consta no TLPONS/049/07/2023. Caso a concessionária entenda que a data do referido TL não é adequada, deve solicitar junto à SCE a instrução de processo específico para autorizar expressamente o ONS a retificar o TL mencionado para considerar a data retroativa solicitada, conforme casos similares já deliberados pela ANEEL. Como exemplo de caso similar e precedente, cita-se a emissão da REA 15.140/2024, no âmbito do Processo 48500.000702/2018-16, instruído pela SCE, em que que a Diretoria da ANEEL decidiu: [...] "(ii) por autorizar o Operador Nacional do Sistema – ONS a emitir o Termo de Liberação Definitivo – TLD para o Empreendimento SIGET: T2022-016 – Melhoria na SE Itaberá – Substituição da fase A do reator monofásico RIV2, 750 kV, 1x110 MVAr, com data retroativa a 20 de maio de 2022, desde que atendidos todos os requisitos impostos pelo ONS e pelos Procedimentos de Rede para a

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
					emissão do Termo naquela data." Caso contrário, mantém-se a receita provisória autorizada e a CEMIG-GT deve reapresentar as obras na revisão de 2028.
21	COPEL-GT	Base Incremental - Elegibilidade	1. IDENTIFICADORES DE RECEITA NÃO INCORPORADOS 1.2. DEMAIS ITENS DA PLANILHA REVISÃO RAP Sobre os demais itens da planilha Revisão RAP, envia-se anexa planilha com comentários na coluna Observações Copel. [Planilha LAUDOS_AVALIACAO_STR_COMENTADOS--- abertura-CP.xlsx anexa à contribuição]	Parcialmente Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.
22	COPEL-GT	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	2. QUADRO RESUMO DO ECONÔMICO DA RBSE Sobre o quadro resumos do econômico da RBSE, observou-se que os valores de Terrenos e Servidões estão inclusos no “(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)” e somados novamente na linha “(12) Terrenos e Servidões”, o que consideramos uma duplicidade. A Xxxxx solicita a revisão do quadro resumo da RBSE Econômico, considerando possível duplicidade no cômputo dos Terrenos e Servidões.	Parcialmente Acatada	A dúvida da concessionária sobre uma possível "dupla consideração" do montante relativo a Xxxxxxxx e Servidões decorre de um entendimento equivocado de como deveriam ser apresentados os dados para a fiscalização da ANEEL. Por conta desta e outras dúvidas, no âmbito dos processos de fiscalização em fase de conclusão, todas as concessionárias foram alertadas que precisam observar um conjunto de orientações para apresentação dos dados finais, dentre as quais destacamos: (i) Os valores das rubricas VL_VNR_UC e VL_OE_BRUTA não devem conter, em hipótese alguma, qualquer valor referente a Terrenos e Servidões; e (ii) Os valores de Terrenos e Servidões devem ser apresentados de forma totalmente segregada dos demais valores na rubrica VL_TERRENOS_SERV. Observadas as citadas orientações, não haverá "dupla consideração".
23	CTEEP	Obrigações Especiais - Cálculo STR	2.1 Necessidade de recálculo da remuneração sobre as Obrigações Especiais [...] No entanto, a ISA CTEEP identificou pontuais equívocos na realização do cálculo apresentado na Consulta Pública, observe na fórmula supracitada que o cálculo de remuneração sobre os investimentos de Obrigações Especiais	Acatada	Ver resposta ao item 4.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			considera entre seus acrônimos, obrigatoriamente, os valores totais dos Custos de Administração, Operação e Manutenção (“CAOM”), do Custo Anual dos Ativos (“CAA”) e ainda das Obrigações Especiais Brutas (“OESb”). [...] Tal entendimento já foi apresentado por parte ISA CTEEP na Revisão Tarifária Periódica de 2018, na ocasião a ANEEL deferiu o pleito da CTEEP para cálculo da RCOE de forma unificada, conforme observado na Nota Técnica nº 068/2021 – SCG/SCT/SFF/SRM/ANEEL e reproduzido a seguir: “Resposta ANEEL 101. De fato, as referências dos parâmetros relacionados à “Participação do Capital Próprio” e de “Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro e Prêmio de Risco País (após impostos)” estavam associadas ao ano de 2019, quando o correto seria do ano de 2018. Dessa forma, deve ser feita a correção desses parâmetros. 102. Ademais, os pedidos da CEMIG-GT, CTEEP, COPEL-GT, ELETRONORTE, FURNAS e ELETROSUL destacam que o cálculo deve ser feito considerando as bases blindadas e incremental conjuntamente, tendo em vista que a formulação disposta no item 4.9 do Submódulo 9.1 do PRORET não segrega os parâmetros por tipo de base de remuneração. Solicitam também a atualização das Obrigações Especiais da Base Incremental para preços de junho/2018, pois o cálculo efetuado considerou na base de janeiro/2018. 103. Esses pedidos merecem ser acolhidos.” Grifo nosso Portanto, diante de todas essas justificativas, necessário que o método apresentado no parágrafo 40 do submódulo 9,1 do PRORET seja aplicado sem segregação nenhuma, ou seja, que o cálculo seja realizado considerando os valores totais de CAOM (RBSE + RBNI), CAA (RBSE + RBNI) e OESb (RBSE + RBNI) – e, com isso, garanta o legítimo direito da ISA CTEEP de ser adequadamente remunerada sobre as Obrigações Especiais, nos termos da regulamentação vigente. Pedido 1. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que seja aplicado o procedimento estabelecido no submódulo 9.1 do

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			PRORET para o cálculo da remuneração sobre as Obrigações Especiais de forma que o valor seja alterado para R$ 9.353.382.,12.
24	CTEEP	Base Incremental com RAP Prévia - Cálculo STR	2.2 Inelegibilidade de Instalações autorizadas por meio da REA nº 800/2007 A REA nº 800/2007 define que a ISA CTEEP deve repassar o valor dos serviços de Operação e Manutenção prestado pela CESP na UHE Porto Primavera. Por meio da Planilha "Revisao-RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2--- abertura-CP.xlsb”, aba “Base Incremental”, verificou-se que estão sendo revisados dois módulos, identificadas pelos IdeMdl 5360 e 5363 e IdeRct 100770 e 100771, respectivamente, que correspondem justamente aos valores que devem ser repassados à CESP. Tendo em vista que tais módulos não compõem o laudo de avaliação da CTEEP, em função de não serem receitas referenciadas a ativos da Companhia, o cálculo parametrizado na citada planilha atribui o valor zero para a RAP recebida atualmente (R$ 2,1 MM) e calcula uma RAP de O&M como uma “obrigação especial” (R$ 640 mil). Além disso, calcula duas parcelas de ajustes na qual a ISA CTEEP é obrigada a devolver a diferença entre o montante auferido entre os ciclos 2018/2019 a 2023/2024 e a nova RAP definida para o ciclo 2023/2024, que totaliza R$ 15,7 MM de PA Retroatividade mais a diferença referente à PA Postergação no montante de R$ 1,4 MM. Assim, considerando que as receitas vinculadas aos referidos módulos não são elegíveis a recálculos no processo de Revisão Tarifária Periódica da ISA CTEEP e que a ISA CTEEP não aufere ganhos e atua meramente no repasse dos supracitados recursos à CESP a PA relacionada a esse repasse deve ser desconsiderada e a RAP definida na REA nº 800/07 deve ser mantida. Por outro lado, caso a ANEEL entenda que o recalculo dos valores que serão repassados à CESP deve ser revisto, é	Acatada	A concessionária tem razão e as receitas vinculadas aos IdeMdl 5360 e 5363 e IdeRct 100770 e 100771, respectivamente, devem ser desconsideradas do presente processo de Revisão Periódica.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			necessário que a REA nº 800/07 seja alterada e que o recálculo seja formalizado à CESP. Pedido 2. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que as receitas vinculadas aos IdeMdl 5360 e 5363 e IdeRct 100770 e 100771, respectivamente, sejam desconsideradas do processo de Revisão Tarifária Periódica e que as Parcelas de Ajuste associadas sejam desconsideradas do cálculo.
25	CTEEP	CAOM - Metodologia	2.3 Critério de cálculo de RAP de O&M (Percentual de VNR) alterado entre ciclos [...] Na análise da planilha supracitada foi identificado que para diversos conjuntos de IdeMdl e IdeRct, o percentual do VNR considerado para o cálculo da RAP O&M difere do ato autorizativo para os casos pertencentes aos ativos do período incremental ou difere dos percentuais definidos na Revisão Tarifária Periódica de 2018 para os ativos blindados. A relação dos conjuntos de IdeMdl e IdeRct com divergências encontra-se no “Anexo I – Diferenças relativas ao % de O&M Autorizado.xlsx” desta contribuição. Adicionalmente, toda a documentação (atos autorizativos e resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2018) relacionada à definição dos percentuais considerados para o cálculo da RAP de O&M encontra-se no “Anexo II – Arquivos Suporte.zip”. [...] Por outro lado, quando a RAP de O&M dos ativos é recalculada, em função da blindagem do VNR, apenas o valor do VNR deve ser alterado, pois o percentual de VNR utilizado para o cálculo da RAP de O&M já foi definido anteriormente (no ato autorizativo ou na Revisão Tarifária Periódica de 2018) e, portanto, deve ser mantido. A Tabela 2 apresenta as diferenças encontradas, os respectivos valores corrigidos e o prejuízo financeiro de mais de R$ 9,4 milhões de reais que o cálculo apresentado na CP 12/2024 impõe para a ISA CTEEP. [...] Pedido 3. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que o percentual definido para o cálculo da RAP de O&M estabelecido no ato autorizativo da RAP e/ou na Revisão	Não Acatada	A revisão periódica da RAP é a oportunidade, prevista no Contrato de Concessão, em que a ANEEL pode revisitar todos os parâmetros e elementos que compõe a receita das concessionárias de transmissão tais como os Investimentos (Base de Remuneração Regulatória), Custos Operacionais, WACC, Taxa Média de Depreciação (TMDC), a aplicação de percentual de O&M adicional (2,0% do VNR) para reforços e melorias autorizados, dentre outros. A justificativa para as alegadas divergências apontadas pela CTEEP, está apresentada no parágrafo 79 da Nota Técnica nº 58/2024/STR/ANEEL, que instruiu a abertura da CP 12/2024, conforme transcrito a seguir. "79. [...] Além disso, não será atribuída parcela de custo operacional para reforços e melhorias em instalações existentes cuja obra não constitua uma unidade modular completa, visto que os custos operacionais são calculados com base em unidades modulares e já serão atribuídas parcelas de receita para operar e manter as unidades modulares existentes com base nos procedimentos descritos anteriormente." Trata-se de critério claro e objetivo, que está totalmente alinhado e coerente com a metodologia vigente de cálculo dos custos operacionais regulatórios das transmissoras prorrogadas, conforme já explicado na NT 58/2024/STR/ANEEL. Além disso, a adoção do desse critério contribui para padronizar o tratamento e aumentar a isonomia entre as empresas, visto que o tratamento conferido no ato autorizativo pode variar de caso para caso, sem um padrão

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			Tarifária Periódica de 2018 seja mantido ao longo da vida útil dos ativos ou que a ANEEL justifique os motivos pelos quais alterou o percentual definido para o cálculo da RAP de O&M e que os valores de RAP e PA sejam recalculados conforme Tabela 2.		isonômico entre situações similares. Destaca-se ainda que o referido critério foi positivado no parágrafo 55 da versão 4.4 do submódulo 9.1 do PRORET, aprovado no âmbito da prioridade 3 da CP 31/2023. Ressalta- se que o critério mencionado não impacta o valor total do custo operacional a ser recebido pela transmissora, mas apenas o rateio desse valor pelos módulos devidos.
26	CTEEP	Base Blindada RBNI - Elegibilidade	2.4 Ausência de linhas de receita revisadas na RTP 2018 [...] Entretanto, comparando-se as linhas de receitas blindadas na Revisão Tarifária Periódica de 2018 (acrescida das linhas referentes aos módulos seccionados) e as constantes na citada planilha, foi identificada ausência de 64 conjuntos de IdeMdl e IdeRct. A RAP vigente das referidas combinações de IdeMdl e IdeRct totaliza R$ 8.997.026,28. Ressalta-se que as respectivas combinações faltantes também não constam da aba “Laudo RBNI” da planilha "Revisao-RAP- Prorrogadas-2023-v.1.2---abertura-CP.xlsx”, entretanto as referidas combinações de IdeMdl e IdeRct constam nos arquivos solicitados e enviados à ANEEL por meio dos Ofícios nº 19 e 20/2023-SFF/ANEEL e 06/2024-STR/ANEEL. A relação dos conjuntos de IdeMdl e IdeRct não considerados poderá ser visualizada no “Anexo III – Linhas de RAP ausentes.xlsx”. Pedido 4. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer a inclusão das linhas de receita que não foram consideradas por ocasião da abertura da Consulta Pública 12/2024, dado que estas foram blindadas na Revisão Tarifária Periódica de 2018 e encontram-se em operação comercial.	Parcialmente Acatada	Não foi possível identificar a inconsistência citada pela concessionária, pois foram avaliados na abertura da CP 12/2024 todos os registros encaminhados à STR pela SFF. Todos os IdeRct mencionados pela CTEEP constam na planilha "Revisão RAP Prorrogadas 2023 v.1.2 - abertura CP - correção FlagEncontrado 25 abr 2024.xlsb", seja na aba "RBNI Blindada" ou "Sem Laudo RTP 18-23". Cada um com o seu devido tratamento, conforme detalhado na NT 58/2024-STR/ANEEL. No entanto, os IdeRct 114191, 102861, 106712, 106711 e 106710 constram do laudo da revisão de 2018, contudo, não constaram das informações encaminhadas pela SFF à STR referente ao laudo da revisão de 2023. Sendo assim, foram interpretados como baixa. Já os IdeRct 107170, 102866 e 106707 não constram do laudo da revisão de 2018, nem das informações encaminhadas pela SFF à STR referente ao laudo da revisão de 2023. Sendo assim, foi conferido o tratamento descrito nos parágrafos 97 e 98 da NT 58/2024-STR/ANEEL. Os demais IdeRct mencionados pela CTEEP tiveram a parcela de receita estabelecida, conforme memória de cálculo apresentado na abertura da CP 12/2024. Qualquer divergência na informação deve ser tratada pela CTEEP diretamente com a SFF, uma vez que serão avaliados no presente processo de revisão os dados fiscalizados e validados pela SFF.

Pág. 53 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
27	CTEEP	Parcela de Ajuste - Cálculo STR	2.5 Inclusão da anuidade para melhorias de pequeno porte na PA Postergação [...] Em que pese a planilha "Revisao-RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2- --abertura-CP.xlsx” apresentar na aba “Anuidade Melhorias” o cálculo da referida anuidade, não localizamos na planilha o valor considerado na PA Postergação. Assim, é necessário que o valor da anuidade das melhorias do ciclo 2023/2024 seja considerado no cálculo da PA Postergação. Pedido 5. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que o valor de R$ R$ 39.609.057,83 referente à anuidade das melhorias de pequeno porte relacionada ao ciclo 2023/2024 seja incluída na PA Postergação.	Acatada	A concessionária tem razão e será incluída uma parcela da anuidade de melhorias de pequeno porte, referente ao ciclo 2023-2024, na PA Postergação. Acréscimo da ordem R$ 209 Milhões, considerando as nove concessionárias.
28	CTEEP	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	2.6 Retificação dos valores considerados no cálculo do Componente Econômico do RBSE [...] As principais retificações necessárias são descritas a seguir: - O valor de Índice de Aproveitamento Integral deve considerar o valor de R$ 0 aprovado na Revisão Tarifária Periódica de 2018, conforme apresentado na Tabela 2 da Nota Técnica Nº 99/2020–SFF/ANEEL. - O valor de Obrigações Especiais Bruta deve considerar o valor de R$ 0 aprovado na Revisão Tarifária Periódica de 2018, conforme apresentado na Tabela 2 da Nota Técnica Nº 99/2020–SFF/ANEEL. - O valor de Obrigações Especiais Líquida deve considerar o valor de R$ 0 aprovado na Revisão Tarifária Periódica de 2018, conforme apresentado na Tabela 2 da Nota Técnica Nº 99/2020–SFF/ANEEL. As diferenças ocorreram devido a dois fatores: (i) filtro considerado no cálculo da ANEEL para a elaboração das tabelas de resumo (somente o filtro “PRT 120/2016” deve ser considerado); (ii) ao fato que a montagem do quadro “SPARTA” elaborado para o cálculo da RAP considerou a conta de “terrenos e servidões” de forma duplicada.	Parcialmente Acatada	As questões trazidas pela concessionária decorrem de um entendimento equivocado de como deveriam ser apresentados os dados para a fiscalização da ANEEL. Por conta destas e outras dúvidas, no âmbito dos processos de fiscalização em fase de conclusão, todas as concessionárias foram alertadas que precisam observar uma conjunto de orientações para apresentação dos dados finais, dentre as quais destacamos: (i) Os valores das rubricas VL_VNR_UC e VL_OE_BRUTA não devem conter, em hipótese alguma, qualquer valor referente a Terrenos e Servidões; (ii) Os valores de Terrenos e Servidões devem ser apresentados de forma totalmente segregada dos demais valores na rubrica VL_TERRENOS_SERV; Além disso, para o cálculo do componente econômico da RBSE da CTEEP foi considerado apenas o registro "PRT 120/2016", conforme esclarecido pela concessionária em sua contribuição.

Documento assinado digitalmente.

Pág. 54 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			[...] Pedido 6. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que o quadro “Sparta” dos ativos relacionados à RBSE seja elaborado considerando as informações do laudo de avaliação protocolado para a Revisão Tarifária Periódica de 2023 (coluna 4 da Tabela 3) de forma que a respectiva RAP associada a esse grupo de ativos seja calculada adequadamente.
29	CTEEP	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	Na Planilha "Revisao-RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2---abertura- CP.xlsb”, aba “Econômico RBSE”, verificou-se que está sendo aplicada uma cota de depreciação adicional, considerando o período entre fevereiro e junho de 2023. Tal inovação é inadequada do ponto de vista da regulação vigente e também do ponto de vista econômico conforme será demostrado a seguir. [...] Pedido 7. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que a regulação vigente seja aplicada, ou seja, que a cota de depreciação adicional proposta pela ANEEL para o cálculo da RAP do Componente Econômico RBSE não seja aplicada.	Não Acatada	Ver resposta ao item 2.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
30	CTEEP	Ativos sem remuneração - Cálculo STR	2.8 Pontos que não foram devidamente tratados 2.8.1 SE Centro Durante o processo de retirada dos ativos relacionados à SE Centro ficou definido que os investimentos realizados pela ISA CTEEP no ciclo incremental (02/2018 a 12/2023) na referida SE seriam devidamente reconhecidos e remunerados. Entretanto não foi identificado o cálculo da RAP relacionada a estes ativos na Consulta Pública nº 12/2024. De acordo com o laudo entregue pela ISA CTEEP em 11/03/2024 o montante de investimentos realizados na SE Centro é da ordem de R$ 67 MM. Logo, apesar do contrato de concessão determinar de forma expressa conforme reproduzido a seguir, que o cálculo da RAP da ISA CTEEP considere estes investimentos, a ANEEL não apresentou na Consulta Pública nº 12/2024 qual seria o valor definido para essa parcela da RAP. [...] Pedido 8. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que o investimento realizado no período entre fevereiro de 2018 e dezembro de 2023 na SE Centro seja devidamente avaliado, blindado e que a sua respectiva RAP seja calculada conforme determina a segunda subcláusula da cláusula segunda do oitavo aditivo ao contrato de concessão nº 059/2001.	Parcialmente Acatada	Os investimentos executados pela CTEEP nas instalações da SE Centro que foram informados pela SFF à STR foram devidamente considerados na planilha "Revisão RAP Prorrogadas 2023 v.1.2 - abertura CP - correção FlagEncontrado 25 abr 2024.xlsb", conforme pode ser constatado nas abas "Base Incremental" e "Base Blindada" (filtrar as edificações "CENTRO-CTR" e "CENTRO-CTT". Porém, a receita estabelecida considerou o pagamento do montante devido no período entre a data de entrada em operação comercial da obra até 21/12/2023, em razão da transferência dessas instalações para a concessionária TECP, vencedora do Lote 6 do Leilão nº 002/2022. Quanto ao valor não depreciado/amortizado desses ativos em 21/12/2023, este deve ser objeto de Resolução Autorizativa a ser instruída pela SCE e emitida pela ANEEL, conforme Terceira Subcláusula, da Cláusula Segunda do Oitavo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 59/2001. Sendo assim, a CTEEP deve, em conjunto com SCE, tratar a questão em processo específico para este fim.
31	CTEEP	Desativações - Cálculo STR	2.8.2 Indenização dos Ativos com vida útil residual [...] Pedido 9. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que o valor de R$ 59,5 MM referente ao valor residual dos reforços desativados e que não foram totalmente depreciados e amortizados seja incorporado à Parcela de Ajuste.	Parcialmente Acatada	Ver resposta ao item 3.
32	CTEEP	Base Incremental - Elegibilidade	2.8.3 Registros não considerados De acordo com as informações disponibilizadas na tabela 7 da Nota Técnica nº 58/2024/STR/ANEEL 235 registros (conjuntos de IdeMdl e IdeRct) não foram considerados para a Revisão Tarifária Periódica devido a alguma pendência de informação. Durante a fiscalização da Base de Remuneração Regulatória da ISA CTEEP esses conjuntos de conjuntos de IdeMdl e IdeRct também foram questionados, logo as justificativas para que	Parcialmente Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.

Pág. 56 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			sejam considerados foram enviados como resposta do Item 15 da Solicitação de Informações nº 003/2024 da Superintendência de Fiscalização Financeira. A justificativa individual para cada caso pode ser encontrada no “Anexo IV – Registros desconsiderados.xlsx” Pedido 10. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que seja aplicado o devido tratamento para cada registro não considerado na abertura da Consulta Pública nº 12/2024 conforme justificativas apresentadas no “Anexo IV – Registros desconsiderados.xlsx”.
33	CTEEP	Ativos sem remuneração - Cálculo STR	2.8.4 Ativos sem remuneração No material disponibilizado na Consulta Pública nº 12/2024 não identificada qualquer menção ao processo administrativo nº 48500.005573/2022-39 aberto pela ANEEL para aplicar o devido tratamento tarifário a um conjunto de melhorias em operação comercial realizadas entre 2000 e 2012 nas instalações existentes em 31/05/2000, não incluídas no primeiro laudo de avaliação dessas instalações existentes à época da prorrogação das concessões (2013). Cumpre destacar que o pedido da ISA CTEEP para o devido tratamento regulatório deste conjunto de ativos foi protocolado como parte do laudo de avaliação dos ativos na Revisão Tarifária Periódica de 2018. Pedido 11. Diante do exposto, a ISA CTEEP requer que as melhorias constantes no supracitado processo sejam consideradas para a definição da RAP da Companhia na Revisão Tarifária Periódica.	Fora do escopo	Não faz parte do escopo da presente consulta pública dar tratamento tarifário para ativos em situações não previstas na regulamentação vigente. Adicionalmente, conforme citado na própria contribuição, a situação particular do conjunto de ativos citados é objeto de processo administrativo específico (48500.005573/2022-39), ainda não deliberado pela Diretoria da ANEEL.
34	EDP GOIÁS	Base Incremental sem RAP Prévia - Elegibilidade	Base de Ativos 2.1 Consideração de Novos Módulos Na Base Incremental da EDP Goiás ficaram ausentes a considerações de três módulos da concessionária, devido ao processo de autorização estar em curso e não ter sido concluído até o momento desta contribuição. Trata-se dos ID módulos classificados provisoriamente como M000001, M000002 e M000003, presentes no arquivo Base Regulatória da EDP Goiás, referentes à EL - LT RIALMA - 69 kV, EL - LT SERRA OURO – 138 kV e Transferência de DIT Equatorial (DSP n 2720/2023).	Acatada	Após conclusão da regularização dos módulos pela SCE, as referidas instalações puderam ser consideradas no presente processo revisional.

Pág. 57 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			A transmissora solicitou as respectivas regularizações a partir de resposta1 encaminhada ao Ofício Circular nº 001/2024- SCE/ANEEL2, referente ao processo de Reforços de Pequeno Porte que que fazem jus ao estabelecimento de RAP (Processo n° 48500.000312/2024), que a terá a análise concluída pela SCE/ANEEL para subsidiar o processo de RAP do ciclo 2024/2025 pela ANEEL. A EDP solicita a consideração dos Novos Módulos no cálculo da Revisão Tarifária que estão em fase de regularização pela SCE/ANEEL no âmbito do processo de Reforços de Pequeno Porte (Processo n° 48500.000312/2024), que subsidiarão o processo de RAP do ciclo 2024/2025.
35	EDP GOIÁS	Base Incremental com RAP Prévia - Elegibilidade	2.2 Planilhas de Validações ANEEL (Flags) [Primeira planilha] No âmbito da CP 012/2024 e durante o processo de fiscalização, a ANEEL disponibilizou memoriais de cálculo com observações de validações a respeito das informações apresentadas pelas transmissoras. A seção a seguir junto com os respectivos arquivos anexos, apresentam um contexto das justificativas reportadas pela EDP, objetivando elucidar as tratativas endereças pela concessionária. Todavia, importante ressaltar que os assuntos tratados se referem ao período de gestão da antiga controladora, ao passo que a EDP realizou os esforços para identificar o histórico de cada caso e apresentar as justificativas à ANEEL. A primeira planilha de validação denominada Revisão RAP Prorrogadas 2023 v.1.2 - abertura CP - correção FlagEncontrado 25 abr 2024 apresenta observações realizadas sobre registros de receita da Base Blindada (2 registros), Base Incremental (9 registros) e Sem Laudo RTP 18- 23 (16 registros) da EDP Goiás, representando um total de 27 registros. Sobre este assunto, a EDP Goiás encaminha em anexo à esta contribuição as justificativas da concessionária para tratativa dos casos pela ANEEL. Em resumo, há a necessidade de manutenção de sete registros, conforme indicado na planilha, referentes as receitas identificadas (ID Receita) 117788, 117789, 11791, 100834, 100833, 101743 e 108929. A EDP compartilha em anexo as justificativas referentes as	Parcialmente Acatada	Quanto às receitas 100834, 100833, 108929 e 101743, entende-se que podem ser mantidas na base, caso o laudo de avaliação seja corrigido pela concessionária e as informações sejam validadas pela SFF. Quanto às receitas 117788, 117789 e 117791, tratam-se de dispêndios não vinculados à instalação de novas UC/UAR. Portanto, são caracterizadas como despesas de operação e manutenção nos termos do MCSE. Desse modo, não devem compor a BRR e já são remuneradas pelos custos operacionais regulatórios. Para mais detalhes ver resposta ao item 12.

Pág. 58 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			observações e flags apresentados na planilha Revisão RAP Prorrogadas 2023 v.1.2 - abertura CP - correção FlagEncontrado 25 abr 2024, ao passo que solicita a manutenção de sete registros identificados pelo ID Receita 117788, 117789, 11791, 100834, 100833, 101743 e 108929.
36	EDP GOIÁS	Base Incremental sem RAP Prévia - Cálculo STR	2.2 Planilhas de Validações ANEEL (Flags) [Segunda planilha] A segunda planilha de validação denominada SGPMR_ONS_Divergência, foi solicitada por meio da SDI Nº 2/2024 – BRR/SFF, e contém observações sobre validações entre o Laudo das transmissoras e os registros constantes no SGPMR. Para o caso da EDP Goiás, foram apontados um total de 150 observações pela ANEEL. Todos os registros devem ser considerados, e em resumo foram apresentados dois blocos principais de justificativas. O primeiro bloco diz respeito à limitação sistêmica do SGPMR para a indicação de conclusão das obras, cujo prazo máximo é de 15 dias. Ou seja, quando o controle das obras no SGPMR é realizado após este prazo, a indicação da data correta de entrada em operação fica comprometida, e consequentemente divergente do laudo. O segundo bloco diz respeito às obras que já foram concluídas, porém, sem o devido registro de conclusão no SGPMR, que ainda constam como “Não Iniciada” ou “Em andamento”. Sobre este aspecto, em consonância com a Ofício nº 438/2024 – SFT/ANEEL3 que pactuou o Plano de Resultados para execução e conclusão de Melhorias e Reforços do sistema SGPMR do ONS, a EDP está em processo de conclusão do saneamento sobre os registros indicados no SGPMR, oriundos principalmente da CELG. Esta ação exige um controle e análise minuciosa das obras que foram executadas, cujo prazo de conclusão pactuado no Plano de Resultados é 15/07/2024. Todavia, para o registro correspondente de obras alcançadas pela base de ativos da presente Revisão Tarifária, as análises foram priorizadas pela EDP Goiás e encaminhadas por meio da planilha em anexo. A EDP compartilha em anexo as justificativas referentes as observações e flags apresentados na planilha SGPMR_ONS_Divergência. Além disso, solicita que sejam	Parcialmente Acatada	Ver resposta ao item 9.

Pág. 59 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			consideradas as datas indicadas no Laudo de Ativos para início de operação das obras, de modo a evitar que limitações sistêmicas do SGPMR impactem o reconhecimento correto do início de operação das obras.
37	EDP GOIÁS	Outras Receitas - Xxxxxxx XXX	0. Outras Receitas [...] Diante das explicações, os contratos e a base de dados atualizada constam no anexo desta contribuição. A EDP compartilha os ajustes necessários e solicita a atualização da base de dados de Outras Receitas, planilha Outras Receitas Prorrogadas - Comparativo RPR2018 x RPR2023 - abertura CP, considerada para efeitos da modicidade tarifária, nos termos Submódulo 9.1 dos PRORET.	Acatada	Ajustes, que incluíam exclusão de duplicidade, atualizações e inclusões, realizados conforme solicitado. Em função dos ajustes, houve aumento de R$ 65.388,53 de captura para a modicidade tarifária.
38	EDP GOIÁS	Obrigações Especiais - Xxxxxxx XXX	0. Demais contribuições 4.1 Obrigações Especiais [...] A EDP solicita que seja aplicado o cálculo da Remuneração de Capital sobre as Obrigações Especiais considerando os valores totais de CAOM, CAA e OESb, somando-se os componentes RBSE e RBNI, conforme Submódulo 9.1 dos PRORET.	Acatada	Ver resposta ao item 4.
39	EDP GOIÁS	Parcela de Ajuste - Cálculo STR	4.2 Parcela de Ajuste – Anuidade de Melhorias [...] Diante do exposta foi identificado a necessidade dos seguintes ajustes: o Na aba Financeiro Melhorias do arquivo Revisao-RAP- Prorrogadas-2023-v.1.2, deve-se considerar a terceira parcela de três (03/03) referente a anuidade para investimentos em melhorias de pequeno porte (IdePA 60686) no valor de R$ 529.219,84 (data base de 01/06/2022). Além disso, considerar os respectivos valores de Financeiro Melhorias como negativo. o Incluir a receita de Anuidade de Melhorias de Pequeno Porte referente ao ciclo 2023/2024 no cálculo da Parcela de	Parcialmente Acatada	A concessionária tem razão e será incluída uma parcela da anuidade de melhorias de pequeno porte, referente ao ciclo 2023-2024, na PA Postergação. Acréscimo da ordem R$ 209 Milhões, considerando as nove concessionárias. Não obstante, as anuidades de melhorias de pequeno porte referentes ao período de julho de 2018 a 30 de junho de 2023 (incluindo a PA de IdePa 60686) já foram devidamente consideradas no cálculo da PA Retroatividade. Sendo assim, não há necessidade de qualquer ajuste adicional quanto a esse ponto.

Documento assinado digitalmente.

Pág. 60 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			Ajuste Postergação, no valor de R$3.912.285,92 (data base de 01/06/2023), em consonância do item 106 da Nota Técnica n° 58/2024/STR/ANEEL. A EDP solicita que sejam aplicadas as correções nas Parcelas de Ajustes referentes à anuidade de melhorias de pequeno porte, de modo a considerar: (i) reversão da anuidade referente ao ciclo 2022/2023, no valor de -529.219,84 (data base de 01/06/2022) e (ii) retroatividade da anuidade referente ao ciclo 2023/2024, no valor de R$3.912.285,92 (data base de 01/06/2023).
40	CEEE-T	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	II.1 RBSE II.1.1 Transcrição de Valores [...] 7. A Tabela 1 resume os valores de cada componente identificado para a CEEE-T nas planilhas em referência, indicando em vermelho aqueles valores distintos das planilhas de origem. 8. E, conforme valores apresentados na Tabela 2, também são constatadas diferenças quando comparamos o valor de VNR vigente constante da planilha “LAUDO_AVALIACAO_STR_COMENTADOS—abertura-CP.xlsx” (aba “LAUDOS”) com o constante no Laudo Fiscalizado em 2021 e aprovado pela Nota Técnica nº 49/2021-SFF/ANEEL. 9. Pelo exposto, solicita-se a retificação da transcrição das referências de VNR e Depreciação Acumulada entre as planilhas indicadas, bem como dos valores de RBSE vigente.	Não Acatada	Não se trata de erro de transcrição dos valores dos laudos e sim de inconsistências nos dados do laudo enviado pela transmissora e considerado para abertura da CP. Além do registro consolidado com os valores da Base Blindada RBSE, a concessionária informou dois outros registros com identificadores de receita exclusivos da Base Blindada RBSE, a saber: IdeRct=107719 para o IdeMdl=3679 e IdeRct=100409 para o IdeMdl=5941. A concessionária foi orientada a encaminhar o laudo fiscalizado com todos os valores da Base Blindada RBSE consolidados em um único registro.

Pág. 61 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
41	CEEE-T	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	II.1.2 Depreciação Acumulada Fev/23 - Jun/23 [...] 11. Preliminarmente, destaca-se não haver previsão regulatória para a aplicação de datas-base e regras de depreciação distintas para a RBSE e RBNI Blindada, sendo ambas parcelas da BRR Blindada, conforme disposto nos itens 62 e 63 do submódulo 9.1 do PRORET.[...] 12. Sendo assim, tanto a RBSE quanto a RBNI Blindada devem ser incorporadas na RAP com base nos valores aprovados e depreciados até 31/01/2023, data-base da RTP 2023. 13. Quanto ao mérito, destaca-se que não há que se falar em “restituição em duplicidade”. O que há, na verdade, é uma simplificação regulatória do processo de revisão tarifária, que por razões processuais adota uma data-base de corte para definição da BRR Blindada e da BRR Incremental com antecedência suficiente para se operar a devida fiscalização antes da repercussão tarifária. Com isso, a RC incorporada na RAP pode ter desvios a menor ou a maior, a depender da existência de ativos baixados e depreciados ou incorporados após a data-base. Todavia, este efeito é intrínseco aos processos de revisão tarifária e deve ter seu efeito neutralizado ao término da vida útil dos ativos, não havendo necessidade para tratamentos ad-hoc da RBSE. 14. Diante do exposto, apenas a depreciação acumulada ocorrida entre a data-base da última depreciação considerada e a data-base da presente revisão, 31/01/2023, deve ser considerada para efeitos de cálculo da RC do CAA para toda a BRR, sem tratamento ad-hoc para a RBSE.	Não Acatada	Ver resposta ao item 2.
42	CEEE-T	Parcela de Ajuste - Cálculo STR	II.1.3 Econômico PRT 120/2016 – DSP 4.675/2023 15. Para a apuração da Parcela de Ajuste (PA) do Componente Econômico das instalações de transmissão existentes em 31 de maio de 2000 (RBSE), a planilha “Revisao-RAP- Prorrogadas-2023-v.1.2”, aba “Consolidado e PAs”, traz o valor do CAA (Componente Econômico PRT 120/2016) vigente, aprovado pelo DSP 4.675/2023, no valor de R$ 202.126.573,71 (ref. jun/2023) para a CEEE-T. 16. No entanto, este montante não corresponde ao valor do CAA esperado, equivalente ao CAA atualizado constante do	Não Acatada	O valor do Componente Econômico PRT 120/2016 da CEEE-T, Contrato de Concessão nº 55/2001, para o ciclo 2023-2024, aprovado pelo DSP 4.675/2023 é de R$ 202.126.573,71 (ref. jun/2023), exatamente o valor considerado na planilha “Revisao-RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2”, aba “Consolidado e PAs”. Portanto, não há qualquer ajuste a ser realizado. Destaca-se que o referido DSP foi instruído pela NT 156/2023- STR/ANEEL e não pela NT 13/2022-SGT/ANEEL, como mencionado pela CEEE-T. Além disso, a memória de cálculo

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			DSP 4.675/2023 (em específico, Nota Técnica nº 13/2022- SGT/ANEEL, de 15 de fevereiro de 2022), de modo que, solicita-se a revisão pela Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR), bem como disponibilização da memória de cálculo para validação da empresa.		referente a esses valores, para validação da empresa, já estão disponíveis no site da ANEEL, em anexo ao DSP 4.675/2023 (planilha "Lista de Módulos"), desde a publicação do referido ato ocorrida em 12/12/2023: xxxxx://xxx0.xxxxx.xxx.xx/xxxxx/xxx00000000.xxx Para se chegar ao montante mencionado, basta somar os valores das receitas de IdeRct 107736 e 107737.
43	CEEE-T	CAIMI - Cálculo STR	II.1.4 BAR para Cálculo do CAIMI 17. Com relação à base de cálculo do CAIMI, o submódulo 9.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) estabelece que a Base de Anuidade Regulatória (BAR) a ser utilizada, deve ser equivalente a 0,86% do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS). 18. Assim, o referido submódulo apresenta quais as contas devem compor o AIS das transmissoras, conforme transcrito a seguir: 59. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes itens: I - Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico), compreendendo os seguintes grupos de contas de ativos: i. Terrenos; ii. Edificações, obras civis e benfeitorias; iii. Máquinas e equipamentos; II – Intangíveis; III – Almoxarifado em Operação; e IV – Obrigações especiais. 19. Desta forma, requer-se que a base de cálculo da receita associada a cobertura do CAIMI contemple a base completa de AIS, incluindo, além de Terrenos e Servidões, já considerados pela STR no âmbito desta Consulta Pública, o Almoxarifado em Operação e as Obrigações Especiais, conforme previsto no item 59 do submódulo 9.1. do PRORET. Atenta-se que tal contribuição já havia apresentada na RTP 2018 e acatada por essa Agência.	Não Acatada	Concessionária incorre em erro conceitual. Conforme, consta no submódulo 9.1 do PRORET, a BAR é dada por 0,86% do AIS: "143. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a BRR. Esses ativos são equivalentes a 0,86% (zero vírgula oitenta e seis por cento) do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) e envolvem os seguintes grupos de ativos: (i) aluguéis; (ii) veículos e (iii) sistemas (hardware e software)." O mesmo normativo (além do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico) define o AIS das transmissoras: "59. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes itens: I - Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico), compreendendo os seguintes grupos de contas de ativos: i. Terrenos; ii. Edificações, obras civis e benfeitorias; iii. Máquinas e equipamentos; II – Intangíveis; III – Almoxarifado em Operação; e IV – Obrigações especiais" Portanto, fica evidente que os itens de Intangíveis, Almoxarifado em Operação e Obrigações Especiais compõe a BRR das concessionárias, mas não fazem parte do AIS (composto por "Terrenos", "Edificações, obras civis e benfeitorias" e "Máquinas e equipamentos"). Logo, não devem

Pág. 63 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
					compor a base de cálculo da BAR. A própria memória de cálculo do valor regulatório da BAR de 0,86% do AIS (disponível no site da CP 31/2023), deixa claro que não foi considerado qualquer valor de Almoxarifado em Operação e Obrigações Especiais para se chegar no percentual mencionado, uma vez que tais rubricas não compõe o AIS. Não obstante, foi considerada na base de cálculo para o estabelecimento percentual regulatório da BAR, o montante referente às servidões, que são contabilizadas no Intangível. Entretanto, no cálculo do CAIMI realizado na abertura da CP já considerou-se o montante referente aos Terrenos e Servidões, portanto, não há qualquer ajuste a ser feito. A concessionária novamente se confunde ao afirmar que tal contribuição já havia sido apresentada na RTP 2018 e acatada pela ANEEL. Na verdade, a contribuição relacionada a esse tema aceita na RTP 2018 foi a de que as obras classificadas como "Obrigação Especial" também fazem jus à CAIMI, situação que já foi devidamente considerada na abertura da CP 12/2024. Diante do exposto, o pleito deve ser negado.
44	CEEE-T	CAIMI - Cálculo STR	II.1.4 BAR para Cálculo do CAIMI 20. Ademais, como os valores do AIS estão divididos em três parcelas, RBSE, RBNI Blindada e RBNI Incremental, solicita- se que a incorporação do Almoxarifado e Obrigações Especiais na BAR seja realizada para todas as referidas rubricas.	Não Acatada	Ver resposta ao item 43.
45	CEEE-T	CAIMI - Cálculo STR	II.1.5 CAIMI RBNI Incremental referente às instalações já indenizadas no CAOM da RBSE Componente Econômico 21. Nos termos da Consulta Pública (CP) nº 012/2024, a parcela referente ao Custo Anual dos Ativos (CAA) a ser incorporada na Receita Anual Permitida (RAP) da CEEE-T calculada no âmbito da Revisão Tarifária Periódica (RTP) 2023 inclui na sua composição o Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis das novas instalações de transmissão (CAIMI RBNI Incremental) referente às instalações já indenizadas (Portaria 579/2012). 22. No entanto, na RAP vigente do presente ciclo (RTP 2018),	Não Acatada	Conforme indicado na equação (20) do Submódulo 9.1 do PRORET, o CAIMI compõe o Custo Anual dos Ativos (CAA) e não os Custos de Operação e Manutenção (CAOM). Sendo assim, a forma como esse componente foi cosiderado na CP 12/2024 está adequada e em conformidade com o regulamento vigente. Portanto, não há necessidade de qualquer ajuste. Contribuição sem qualquer efeito econômico ou financeiro no cálculo.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			o montante de CAIMI RBNI Incremental dos ativos já indenizados foi adicionado à parcela referente ao Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM). 23. Assim, uma vez que a planilha “Revisao-RAP- Prorrogadas-2023.v.1.2” propõe a apuração da Parcela de Ajuste (PA) segregada por componente da RAP (Econômico PRT 120/2016 – CAA e CAOM), solicita-se que o valor de CAIMI RBNI Incremental de 2023 referente às instalações já indenizadas sejam retirados do CAIMI que compõe o CAA (célula “D3”, aba “Consolidado e PAs”) e acrescidos ao CAOM da RTP 2023 (célula “C16”, aba “Consolidado e PAs”) para fins de correta apuração da PA compondo a mesma componente da RAP.
46	CEEE-T	Base Blindada RBNI - Cálculo STR	II.2 RBNI II.2.1 Transcrição de Valores [...] 26. No entanto, na planilha “Revisao-RAP-Prorrogadas-2023- v.1.2.xlsb”, o VNR (e, por consequência, a Depreciação Acumulada, o VMU e o VBR) constante na aba “Laudo RBNI” não corresponde ao somatório dos valores observados na aba “Base Blindada” (coluna “AM”, “VNR Laudo”) e aba “Base Incremental” (coluna “AM”, “VNR Laudo”). [...] 28. A Tabela 3 resume os valores de cada componente identificado para a CEEE-T nas planilhas em referência, indicando em vermelho aqueles valores distintos das planilhas de origem. 29. Pelo exposto, solicita-se a retificação da transcrição das referências de VNR e Depreciação Acumulada entre as abas da planilha indicada, bem como dos valores de rateio referentes às Obrigações Especiais.	Não Acatada	Não se trata de erro de transcrição dos valores dos laudos e sim de inconsistências nos dados do laudo encaminhado pelas transmissoras e considerado para abertura da CP. A concessionária informou três registros relacionados a Obrigações Especiais cujo VNR total era diferente do valor de OEB, o que, modo geral, não é esperado que ocorra: IdeRct=107262 para o IdeMdl=22459, IdeRct=107260 para o IdeMdl=22715 e IdeRct=115018 para o IdeMdl=22456. Adicionalmente, informou, também, dois registros não relacionados a Obrigações Especiais com pequenos valores nos campos relacionados a Obrigações Especiais: IdeRct=115315 para o IdeMdl=33924 e IdeRct=115316 para o IdeMdl=33925. A concessionária foi orientada a encaminhar o laudo fiscalizado livre de situações com as indicadas.
47	CEEE-T	Base Blindada RBNI - Cálculo STR	II.2 RBNI II.2.2 RAP Reforços e Melhorias com RAP Prévia – DSP 4.675/2023 30. Para a apuração da Parcela de Ajuste de Reforços e melhorias, a planilha “Revisao-RAP-Prorrogadas-2023-v.1.2”, aba “Base Blindada”, traz o valor total da RAP do Ciclo vigente aprovado pelo DSP 4.675/2023 (coluna “AA”), no valor de R$	Não Acatada	O valor da RAP do Ciclo vigente para as obras que constam na aba “Base Blindada” da planilha “Revisao-RAP-Prorrogadas- 2023-v.1.2” são exatamente os valores aprovado pelo DSP 4.675/2023. Portanto, não há qualquer ajuste a ser realizado. Destaca-se que o referido DSP foi instruído pela NT 156/2023- STR/ANEEL e não pela NT 13/2022-SGT/ANEEL, como

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			150.773.007 (ref. jun/2023) para a CEEE-T. 31. No entanto, este montante não corresponde ao valor do CAA esperado, equivalente ao CAA atualizado constante do DSP 4.675/2023 (em específico, Nota Técnica nº 13/2022- SGT/ANEEL, de 15 de fevereiro de 2022), de modo que se solicita que a STR revise e apresente a memória de cálculo para validação da empresa.		mencionado pela XXXX-X. Além disso, a memória de cálculo referente a esses valores, para validação da empresa, já estão disponíveis no site da ANEEL, em anexo ao DSP 4.675/2023 (planilha "Lista de Módulos"), desde a publicação do referido ato ocorrida em 12/12/2023: xxxxx://xxx0.xxxxx.xxx.xx/xxxxx/xxx00000000.xxx
48	CEEE-T	Base Blindada RBNI - Cálculo STR	II.2 RBNI II.2.3 CAIMI 32. Como mencionado anteriormente para RBSE, requer-se também que a base de cálculo da receita associada a cobertura do CAIMI, contemple a base completa de Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) para RBNI Blindada e RBNI Incremental, incluindo, além de Terrenos e Servidões já considerados pela STR no âmbito desta Consulta Pública, o Almoxarifado em Operação e as Obrigações Especiais, conforme previsto no item 59 do submódulo 9.1. do PRORET.	Não Acatada	Ver resposta ao item 43.
49	CEEE-T	Base Blindada RBNI - Cálculo STR	II.2 RBNI II.2.3 CAIMI 33. Também se entende que o VNR utilizado para cálculo do CAIMI deve ser retificado. A planilha “Revisao-RAP- Prorrogadas-2023-v.1.2”, abas “Base Blindada” e “Base Incremental” faz referência ao “VNR Laudo” (coluna “AM”), no entanto, deve ser considerada a mesma base de VNR utilizada para cálculo do CAA, qual seja, “VNR Revisado com Desconto de Vida Útil” (colunas “AO” e "AN", respectivamente).	Acatada	Entende-se que a concessionária tem razão e por coerência, deve-se utilizar para o cálculo do CAIMI o mesmo VNR utilizado para o cálculo da CAA.
50	CEEE-T	Obrigações Especiais - Cálculo STR	II.3 OBRIGAÇÕES ESPECIAIS II.3.1 Prêmio - Remuneração sobre Obrigações Especiais (RCOE) 34. Não verificamos no cálculo utilizado pela ANEEL a inclusão do Prêmio de Risco-País (PRP), como previsto no Submódulo 9.1 do PRORET. Assim, solicitamos que a Remuneração de Obrigações Especiais seja calculada considerando, além do Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro (PRN), o PRP de 2023.	Não Acatada	O parâmeto P_PRN_PRP = 8,5612% utilizado no cálculo já inclui o Prêmio de Risco-País, conforme destacado na aba "Parâmetros" da planilha de cálculo disponibilizada no site da CP 12/2024: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro (PRN) somado com Prêmio de Risco-País (PRP), depois de impostos. Adicionalmente, consultando a memória de cálculo do Anexo 2 do DSP nº 829/2023, que aprovou o valor do WACC para o ano de 2023 e que encontra-se disponível em xxxxx://xxx0.xxxxx.xxx.xx/xxxxx/xxxx0000000_0.xxxx,

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
					percebe-se claramente que o valor do citado parâmetro resulta da soma do PRN daquele ano (5,69%) com o EMBI+ daquele ano (2,873%), vide célula H16 da aba "OE". Sendo assim, o valor está em conformidade com o que consta no submódulo 9.1 do PRORET, de modo que o pleito deve ser negado.
51	CEEE-T	Obrigações Especiais - Cálculo STR	II.3 OBRIGAÇÕES ESPECIAIS [...] 37. Ao realizar as apurações das Obrigações Especiais, a STR/ANEEL realizou o cálculo da remuneração segregando os componentes previstos nessa fórmula em ativos de RBSE e de RBNI. No entanto, cumpre observar que a aplicação da fórmula citada segregando a base financeira da Concessão, distorce o resultado final do cálculo da remuneração de capital sobre as Obrigações Especiais. Portanto, faz-se necessário que a metodologia disposta nos termos da regulamentação vigente seja aplicada sem qualquer segregação, ou seja, o cálculo da RCOE deve ser realizado considerando os valores totais de CAOM (RBSE + RBNI), CAA (RBSE + RBNI) e OESb(RBSE + RBNI). 38. Tal contribuição já havia sido apresentada e acatada por essa Agência no processo de participação pública que homologou a RTP 2018, conforme pode ser verificado na Nota Técnica nº 68/2021-SGT-SCT-SFF-SRM/ANEEL, de 19 de abril de 2021.	Acatada	Ver resposta ao item 4.
52	CEEE-T	Desativações - Cálculo STR	II.4 OUTROS TEMAS II.4.1 Ressarcimentos de substituição e desativação de reforço [...] Sendo assim, entende-se que o ressarcimento deve ser realizado por meio da Parcela de Ajuste (PA) Outros Ajustes (Ciclo 2024/2025), prevista no Submódulo 9.3 do PRORET, sendo o valor integralmente quitado em doze parcelas mensais. Ainda, é necessário aprimoramento do tratamento tarifário a ser conferido entre a data da desativação por reforço e a data de recebimento do respectivo ressarcimento.	Parcialmente Acatada	Ver resposta ao item 3.

Pág. 67 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
53	CEEE-T	Base Incremental - Elegibilidade	II.4.2 Base / Laudo 42. Neste ponto, a CEEE-T reforça que todos os ajustes referentes aos laudos de fiscalização estão sendo tratados diretamente com a SFF/ANEEL, não sendo, portanto, objeto desta contribuição. 43. Sendo assim, importante salientar que, para este processo de RTP 2023, deve ser utilizado o relatório/laudo fiscalizado pela SFF/ANEEL, em processo de fiscalização ainda em curso, cuja versão mais recente – em fiscalização – já possui resultados diferentes da primeira versão protocolada.	Acatada	A responsabilidade pela validação e fiscalização da BRR das transmissoras a ser considerada no processo revisional é da SFF com relação às questões contábeis, com o apoio STR com relação às questões metodológicas e tarifárias.
54	Eletrobras	Obrigações Especiais - Cálculo STR	2. Subitem III.1.4 – Remuneração de Obrigações Especiais – RCOE do Item III.1 – CUSTO ANUAL DOS ATIVOS - CAA da NT nº 58/2024- STR/ANEEL e aba “RCOE” da planilha “Revisao-RAP- Prorrogadas-2023-v.1.2---abertura-CP.xlsx” O cálculo da Remuneração de Obrigações Especiais deve ser feito considerando as bases blindadas e incremental conjuntamente, tendo em vista que a formulação disposta no item 4.9 do Submódulo 9.1 do PRORET não segrega os parâmetros por tipo de base de remuneração. Vale lembrar que esse pleito já havia sido encaminhado nos recursos administrativos em face das Resoluções Homologatórias do resultado da RTP 2018, e foram acatados por esta Agência, conforme item 103 da Nota Técnica nº 68/2021 – SGT/SCT/SFF/SRM/ANEEL, de 19/04/2021. Assim sendo, segue Assim sendo, segue ANEXO I com as informações na aba “RCOE” revisadas e atualizadas considerando o referido cálculo.	Acatada	Ver resposta ao item 4.

Documento assinado digitalmente.

Pág. 68 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
55	ELETRONORTE	Outras Receitas - Cálculo STR	3 Item III.3 – OUTRAS RECEITAS da NT nº 58/2024-STR/ANEEL, planilha “OUTRAS-1.xlsx” e aba “Outras Receitas” da planilha “Revisao-RAPProrrogadas-2023-v.1.2---abertura-CP.xlsx” Quanto ao item III.3 – OUTRAS RECEITAS da NT nº 58/2024- STR/ANEEL e as informações da planilha “OUTRAS-1.xlsx“ e da aba “Outras Receitas” da planilha “Revisao-RAP-Prorrogadas- 2023-v.1.2---abertura-CP.xlsx”, disponibilizadas pela Agência na consulta pública, Eletrobras aproveita a oportunidade para informar que foram encaminhadas informações complementares de Outras Receitas, em relação as enviadas no âmbito da Tomada de Subsídios 12/2022, por meio da carta CE RRRT.N 0053/2024 (NUP 48513.014099/2024-00), na data de 24.05.2024 [...]. Dessa forma, segue ANEXO II, com as informações complementares inseridas na aba “RPR2023” da planilha “OUTRAS-1_Contribuicao Eletrobras.xlsx”.	Acatada	Relação de contratos para captura para a modicidade tarifária complementada para Eletronorte e CGT Eletrosul conforme solicitado, respectivamente, por meio das cartas CE RRRT.N 0053/2024 (NUP 48513.014099/2024-00), na data de 24.05.2024 e da carta CE RRRT.S-0020/2024 (NUP: 48513.014327/2024-00), na data 27/05/2024. Em função da inclusão dos novos contratos, houve aumento de R$ 23.568.110,89 de captura para a modicidade tarifária.
56	CGT ELETROSUL	Outras Receitas - Cálculo STR	3 Item III.3 – OUTRAS RECEITAS da NT nº 58/2024-STR/ANEEL, planilha “OUTRAS-1.xlsx” e aba “Outras Receitas” da planilha “Revisao-RAPProrrogadas-2023-v.1.2---abertura-CP.xlsx” Idem, e da carta CE RRRT.S-0020/2024 (NUP: 48513.014327/2024-00), na data 27/05/2024. Dessa forma, segue ANEXO II, com as informações complementares inseridas na aba “RPR2023” da planilha “OUTRAS-1_Contribuicao Eletrobras.xlsx”.	Acatada	Ver resposta ao item 55.

Pág. 69 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
57	Eletrobras	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	4. Subitem III.5.1 Componente Econômica do item III.5 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBSE da NT nº 58/2024- STR/ANEEL e planilha “RBSEEC-1.xlsx” 4.1 Depreciação Acumulada de fevereiro de 2023 a junho de 2023 [...] Assim sendo, tanto a RBSE quanto a RBNI Blindada devem ser incorporadas na RAP com base nos valores aprovados e depreciados até 31.01.2023. Por razões processuais, adota-se uma data-base de corte (31.01) para definição da BRR Blindada e da BRR Incremental com antecedência suficiente para se operar a devida fiscalização antes da homologação do resultado da revisão periódica da RAP. Com isso, a Remuneração do Capital incorporada na RAP pode ter desvios a menor ou a maior, a depender da existência de ativos baixados e depreciados ou incorporados após a data-base. Todavia, este efeito é intrínseco aos processos de revisão tarifária e deve ter seu efeito neutralizado ao término da vida útil dos ativos. Diante do exposto, apenas a depreciação acumulada ocorrida entre as datas-base dos laudos da RTP 2018 e 2023, deve ser considerada para efeitos de cálculo da remuneração do capital do CAA para toda a BRR, sem tratamento ad-hoc para a RBSE.	Não Acatada	Ver resposta ao item 2.
58	Eletrobras	Base Blindada RBSE (Econômico) - Cálculo STR	4. Subitem III.5.1 Componente Econômica do item III.5 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBSE da NT nº 58/2024- STR/ANEEL e planilha “RBSEEC-1.xlsx” 4.2. Planilhas “RBSEEC-1.xlsx” e “Base_Regulatória_00394.xlsx” Os valores apresentados na planilha “Base_Regulatória_00394.xlsx” da Eletrobras Furnas, nas linhas 1 e 2 (RBSE e RPC) na coluna R “VL_VNR_UC”, já consideram os valor esdos terrenos e servidões, que também estão segregados na coluna AA “VL_TERRENOS_SERV”. Assim o valor de R$ 986.085.212,79 está incluso dentro do valor de R$ 00.000.000.000,05. Então, no arquivo “RBSEEC-1.xlsx”, o valor desses terrenos e servidões devem ser subtraídos da linha 190 (5. Base de	Parcialmente Acatada	A apontada "dupla consideração" do montante referente a Xxxxxxxx e Servidões decorre de um entendimento equivocado de como deveriam ser apresentados os dados para a fiscalização da ANEEL. Por conta desta e outras dúvidas, no âmbito dos processos de fiscalização em fase de conclusão, todas as concessionárias foram alertadas que precisam observar uma conjunto de orientações para apresentação dos dados finais, dentre as quais destacamos: (i) Os valores das rubricas VL_VNR_UC e VL_OE_BRUTA não devem conter, em hipótese alguma, qualquer valor referente a Terrenos e Servidões; e (ii) Os valores de Terrenos e Servidões devem ser apresentados de forma totalmente segregada dos demais valores na rubrica VL_TERRENOS_SERV. Observadas as citadas orientações, não haverá "dupla consideração".

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			Remuneração Bruta), para não haver duplicidade de valor da linha 197 (11. Base de Remuneração Líquida), onde os terrenos e servidões são somados para compor a QRR.
59	ELETRONORTE	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.1 Eletrobras Eletronorte Quanto ao item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e a planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” disponibilizada pela Agência na consulta pública, a Eletrobras Eletronorte apresenta no ANEXO III planilha com os comentários e justificativas, nas colunas AZ e BA da aba LAUDOS, para cada item considerado inicialmente não elegível na abertura da consulta pública e solicita a avaliação para a sua consideração como elegível para o processo de Revisão Tarifária Periódico em discussão.	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.
60	ELETRONORTE	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.1 Eletrobras Eletronorte [...] No ANEXO IV seguem evidências de entrada em operação de ativos que foram apontados na CP 12/2024 como inelegíveis no caso da Eletrobras Eletronorte em razão da indicação da sua conclusão no SGPMR ter sido realizada após 31/01/2023. Nesse sentido, solicitamos que as 9 obras da Eletrobras Eletronorte com indicação de data fora do período elegível para a RTP sejam consideradas pela ANEEL nesse processo de Revisão Tarifária, com base nas evidências apresentadas de entrada em operação antes de 31/01/2023.	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.
61	CHESF	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.2 Eletrobras Chesf Durante o processo de Fiscalização presencial e conforme a planilha LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			CP.xls com o resultado das análises preliminares e compatibilizações realizadas pela STR/ANEEL, houve a indicação de 70 registros associados à Eletrobras Chesf, inicialmente classificados pela STR como “Não Considerados”. Após análise indicamos quatro status: a) Retirar - quando concordamos com a indicação da STR; b) Corrigir - quando identificamos que a associação do par IdeMdl-IdeRct ou IdeMdl-IdeSGPMR necessitava de ajuste/correção. c) Considerar - quando tivemos entendimento diferente do inicialmente indicado pela STR. d) Ajustar - quando identificamos uma composição diferente da indicação da STR no tocante ao fracionamento de receitas. Entretanto, para esses casos, processamos os ajustes e mantivemos os valores associados a uma receita única, conforme entendimento da STR. As justificativas para cada análise estão disponíveis na aba ANALISE_CHESF do arquivo Avaliação STR - Itens não considerados - Análise ELB Chesf - rev2. Adicionalmente, para alguns itens classificados como "Considerar", de forma a facilitar o entendimento também criamos arquivos com esclarecimentos adicionais, bem como adicionamos outros arquivos para elucidar os casos. Todos os documentos estão consolidados no arquivo Documentação Auxiliar (ANEXO V).
62	CHESF	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.2 Eletrobras Chesf [...] Nessa planilha, ainda houve a indicação de 50 registros associados à Eletrobras Chesf, inicialmente classificados pela STR como “Considerados”, mas com comentários a serem avaliados pela Transmissora. Após análise indicamos três status: a) Revogar - quando concordamos com os comentários da STR ou quando tivemos entendimento diferente do inicialmente indicado pela STR em relação ao fracionamento de receita proveniente de linhas seccionadas. Neste último	Parcialmente Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL. Devido ao prazo exíguo, alguns ajustes solicitados pela concessionária, como a alteração do módulo associado a receitas já cadastradas no SIGET, não foram realizados neste processo. No entanto, esses ajustes serão analisados detalhadamente posteriormente.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			caso, indicamos a manutenção integral da receita em um único par IdeMdl-IdeRct, sendo indicado a revogação do segundo par IdeMdl-IdeRct; b) Corrigir - quando identificamos que a associação do par IdeMdl-IdeRct ou IdeMdl-IdeSGPMR necessitava de ajuste/correção; c) Considerar - quando concordamos ou acatamos a associação do par IdeMdl-IdeRct ou IdeMdl-IdeSGPMR proposta pela STR. As justificativas para cada análise estão disponíveis na aba ANALISE_CHESF do arquivo Avaliação STR - Itens considerados - Análise ELB Chesf (ANEXO VI). Complementarmente, para alguns itens indicados como “Corrigir”, de forma a facilitar o entendimento, criamos o arquivo Esclarecimentos Adicionais - Seccionamento Aquiraz II (ANEXO VII).
63	CHESF	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.2 Eletrobras Chesf [...] i) 6 registros inconsistentes, todos classificados como Melhorias de Grande Porte. Para dois deles estamos indicando a manutenção porque entendemos que a classificação como MGP foi equivocada. Os cadastros são de 2009 e 2015 e, naquela época, os descritivos visavam um atendimento mais operacional do que regulatório. Assim, após aprofundamento dos casos identificamos que, para estes casos, o escopo das obras estava associado a substituições de UARs e não da UC principal. Já para os outros quatro casos estamos indicando a retirada. Os eventos são decorrentes de sinistros que entraram em operação entre 2016 e 2020. Para três deles identificamos que as obras foram autorizadas por resolução ou despacho da ANEEL após 31/01/2023. Já para um, cadastrado no ciclo 2015 (SGPMR 0014791/2015 - 0014791/2015, na SE São João do Piauí) não conseguimos identificar se foi avaliado pela ANEEL. Verificamos que as	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			MGPs do ciclo 2015 foram emitidas no PMI mas, para este caso específico, não identificamos análise para emissão de autorização. Os detalhes estão disponíveis na aba ANALISE_CHESF do arquivo SGPMR_ONS_Divergência - Análise ELB Chesf.xlsx (ANEXO VIII).

Pág. 74 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
64	CHESF	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.2 Eletrobras Chesf [...] ii) 38 registros associados à Eletrobras Chesf, identificados pela STR na Base Incremental mas que inicialmente não constaram no Laudo. Após análise indicamos dois status: a) Devolver - quando identificamos algum fato que enseja a devolução da receita; b) Considerar - quando identificamos que o evento deveria estar no Laudo. Estes casos constarão na versão atualizada do Laudo de avaliação, a ser disponibilizado pela avaliadora. Para todos os casos, apresentamos justificativas. Adicionalmente, identificamos mais 4 casos que não serão apresentados na RTP e para os quais também indicamos a devolução das receitas. O detalhamento está disponível nas abas ANALISE_CHESF e RctDevolver_AnaliseChesf do arquivo Base Incremental sem Laudo - Análise ELB Chesf rev1 (ANEXO IX).	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.
65	CHESF	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.2 Eletrobras Chesf [...] iii) 50 receitas associadas à Eletrobras Chesf, identificadas pela STR, que inicialmente não constaram nos Laudos de 2018 e nem de 2023 Para 27 registros indicamos retirar a receita e para os demais está sendo procedida a averiguação da formação dos ativos associados àquelas obras. Os detalhes estão disponíveis na aba ANALISE_CHESF do arquivo Avaliação Rct não constantes no Laudo 18 e 23 - Análise ELB Chesf (ANEXO X).	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.

Pág. 75 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
66	FURNAS	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.3 Eletrobras Furnas Quanto ao item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e a planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” disponibilizada pela Agência na consulta pública, a Eletrobras Furnas informa que as devidas considerações e comentários estão apresentados no ANEXO XI, assim como também foram encaminhados o âmbito da fiscalização da Base de Remuneração em atendimento ao item 12 da SDI 2 (Justificar os lançamentos identificados nas abas “avaliação STR Não Considerados” e “avaliação STR Considerados”, elencados pela STR, no laudo protocolado. Justificar cada uma das especificações do campo “OBS_ANEEL_sff”. Nos casos que forem identificados baixas, deverão certificar que efetivamente foram aplicados no laudo. Anexo 4 - “_debug- validação_geral - análises SFF – 202404100956.xlsx”), na coluna HW da aba debug, para cada item considerado inicialmente não elegível na abertura da consulta pública e solicita a avaliação para a sua consideração como elegível para o processo de Revisão Tarifária Periódico em discussão. Durante o processo de Fiscalização presencial foi apresentado a planilha SGPMR_ONS_Divergencia_Furnas.xls com o resultado das análises realizadas pela STR/ANEEL, houve a indicação de 163 registros, inicialmente classificados pela STR como “Registro Não Considerados”, sendo: a) 74 registros com “Data de Entrada em operação comercial que consta no SGPMR disponível no portal SINtegre do ONS está fora da data-base do Laudo de Avaliação”, para os quais: a. 17 registros confirmamos o entendimento da STR e estas obras deverão compor a base do próximo ciclo revisional; b. 57 registros as entradas em operação ocorreram dentro do ciclo com os devidos comentários e justificativas apresentadas na coluna R do ANEXO XI. b) 06 registros com “Data de Entrada em Operação	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.

Documento assinado digitalmente.

Pág. 76 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			comercial que consta no SGPRM disponível no Portal SINtegre so ONS é anterior a 01/01/2012. Conforme decisão da Diretoria da ANEEL, não faz jus a adicional da RAP.”, para os quais confirmamos o entendimento da STR e estas obras deverão compor a base do próximo ciclo revisional:

Pág. 77 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
67	FURNAS	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.3 Eletrobras Furnas [...] b) 06 registros com “Data de Entrada em Operação comercial que consta no SGPRM disponível no Portal SINtegre so ONS é anterior a 01/01/2012. Conforme decisão da Diretoria da ANEEL, não faz jus a adicional da RAP.”, para os quais confirmamos o entendimento da STR e estas obras deverão compor a base do próximo ciclo revisional: c) 77 registros com “Obra sem Data de Entrada em Operação Comercial cadastrada no SGPMR disponível no portal SINtegre do ONS (Status da Obra: Em Andamento ou Não Iniciada)”, para os quais: a. 48 registros confirmamos o entendimento da STR e estas obras deverão compor a base do próximo ciclo revisional; b. 29 registros as entradas em operação ocorreram dentro do ciclo com os devidos comentários e justificativas apresentadas na coluna R do ANEXO XI.	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.

Pág. 78 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
68	FURNAS	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.3 Eletrobras Furnas [...] d) 04 registros com “Melhoria de Grande Porte, nos termos do item 5.1 do Módulo 3 das Regras de Transmissão, portanto é preciso ato autorizativo específico e cálculo prévio de receita. Regularizar situação junto à SCE.”, para os quais corroboramos o entendimento desta STR para possibilitar a inclusão destas obras no próximo ciclo revisional; e) 01 registro com “Melhoria de Grande Porte, nos termos do item 5.1 do Módulo 3 das Regras de Transmissão, portanto é preciso ato autorizativo específico e cálculo prévio de receita. Regularizar situação junto à SCE. Além disso já considerado no IdeRct = 120200”, onde havia um erro material na descrição da Resolução Autorizativa nº 11.449, de 29 de março de 2022, que foi alterada por meio da Resolução Autorizativa nº 15.140, de 12 de março de 2024, em cujo voto decide por autorizar o Operador Nacional do Sistema – ONS a emitir o Termo de Liberação Definitivo – TLD para o Empreendimento SIGET: T2022-016 – Melhoria na SE Itaberá – Substituição da fase A do reator monofásico RIV2, 750 kV, 1x110 MVAr, com data retroativa a 20 de maio de 2022, desde que atendidos todos os requisitos impostos pelo ONS e pelos Procedimentos de Rede para a emissão do Termo naquela data. f) 01 registro com “Melhoria de Grande Porte, nos termos do item 5.1 do Módulo 3 das Regras de Transmissão, portanto é preciso ato autorizativo específico e cálculo prévio de receita. Regularizar situação junto à SCE. Já existe casos similares autorizados por ato específico. Além disso, já considerado no IdeRct = 120250.”, para os quais corroboramos o entendimento desta STR para possibilitar a inclusão destas obras no próximo ciclo revisional; O detalhamento das observações e justificativas estão tabuladas nas colunas R a T do arquivo SGPMR_ONS_Divergência_ELET.FURNAS_24.05.24_v2.xlsx (ANEXO XII).	Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.

Pág. 79 da Nota Técnica nº 103/2024 – STR/ANEEL, de 08/07/2024.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
69	CGT ELETROSUL	Base Incremental - Elegibilidade	5. Item III.7 – INSTALAÇÕES CLASSIFICADAS COMO RBNI da NT nº 58/2024-STR/ANEEL e planilha “LAUDOS AVALIAÇAO STR COMENTADOS - abertura CP.xls” 5.4 Eletrobras CGT Eletrosul Em avaliação ao arquivo “LAUDOS_AVALIACAO_STR_COMENTADOS---abertura- CP.xlsx”, quanto à elegibilidade de ativos, foram incluídas duas colunas adicionais ao final da planilha que apresentam os comentários da Eletrobras CGT Eletrosul em face da observação da ANEEL para a elegibilidade dos ativos. Como resultado da análise da ANEEL para a elegibilidade de ativos foram apresentados 35 ativos com a indicação de “Registro não considerado”. Em relação a avaliação realizada pela Eletrobras CGT Eletrosul apresentada na planilha “LAUDOS_AVALIACAO_STR_COMENTADOS--abertura-CP (V_comentada_Eletrosul).xlsx” (XXXXX XXXX), segue resumo: - Para 09 de 35 registros: trata-se de ativos identificados como “(i) excluir base incremental – outro CC”, os quais estão associados a ativos de outras concessões e serão excluídos da base incremental do CC 057/2001 e incluídos corretamente nas bases dos contratos ao qual pertencem; - para 06 de 35 registros: trata-se de ativos duplicados na base incremental e blindada, identificados como “(ii) excluir base incremental elegível - Duplicados”, os quais serão excluídos da base incremental elegível do CC 057/2001; - Para 09 de 35 registros: trata-se de ativos identificados como “(iii) base incremental será retificada”, os quais possuem inconsistências de conciliação e serão retificados na base regulatória e laudos; - Para 04 de 35 registros: trata-se de ativos identificados como “(iv) manter na base incremental”, cujos registros devem ser mantidos na base incremental. Dois desses registros estão associados à REA 7.009/2018 que ainda não passou pelo processo de RTP e deve ter os ativos blindados neste ciclo tarifário. Os outros dois registros se referem às obras da CS591 e CS593 que foram imobilizadas dentro do	Parcialmente Acatada	Os comentários e justificativas apresentados pela concessionária foram devidamente avaliados, aplicando-se a cada caso os regulamentos vigentes. Além disso, foram considerados os resultados da fiscalização e validação realizadas pela SFF. Será disponibilizada uma planilha com a análise realizada pela ANEEL.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			ciclo e tiveram as tratativas com o ONS também concluídas dentro do ciclo tarifário, embora a data de entrada em operação comercial do SGPMR apresente uma data posterior a 31/01/2023. Para estes casos foram apresentados os documentos de intervenção junto ao ONS, de maneira que o pleito é que os registros sejam mantidos na base incremental assumindo as datas de imobilização apresentadas no laudo. - Para 04 de 35 registros: trata-se de 04 ativos identificados como “(v) Base blindada R3”, cujos registros estão vinculados à base blindada R3. Neste ponto não encontramos nenhuma inconsistência; - Para 03 de 35 registros: trata-se de 03 ativos identificados como “(vi) Inelegíveis”, cujos registros concordamos com o posicionamento apresentado pela ANEEL. Os registros serão incluídos na base extrapatrimonial do laudo do CC 057/2001.
70	Eletrobras	Base Incremental - Cálculo STR	6. Definição da data-base para início da depreciação e cálculo das receitas associadas a investimentos cadastrados no SGPMR 6.1. Regulamentos aplicáveis [...] 6.2 Aspectos operacionais relacionados ao SGPMR [...] 6.3 Proposta Eletrobras Considerando os aspectos apresentados, propomos que a transmissora possa apresentar, de forma justificada, a melhor data de entrada em operação comercial que deve ser efetivamente considerada nesse processo tarifário. Se a data constante do SGPMR ou da data de imobilização. Entre as diversas situações possíveis, especialmente para obras que não exijam novos desligamentos de função de transmissão, visualizamos uma condição favorável para reconhecimento da data de imobilização, haja vista a mudança do regulamento e o fato de que na RTP 2028 todas as obras com essas características serão reconhecidas pelo registro contábil. Ainda para obras que não exijam novos desligamentos de função de transmissão, diversos investimentos realizados ela	Parcialmente Acatada	Ver resposta ao item 9.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			Eletrobras Furnas foram apresentados em separado, dentro do arquivo 2403dss_Furnas_Extrapatrimonial_CTBxFis_V08.xlsx. Assim, retificamos a Base Regulatória, apresentando dentro do ANEXO XI – RESUMIDO1.xlsx na aba BASE REG, no âmbito da fiscalização da Base de Remuneração, na qual contemplam esses investimentos com as informações dos registros técnicos e contábeis da Empresa. Caso no processo de fiscalização a data reconhecida para início do recebimento de receita seja diferente da data proposta pela transmissora, propomos que seja aberto espaço para revisão dos laudos e do AIS de forma a corrigir a depreciação acumulada, alinhando assim com o início do efetivo recebimento da receita.
71	Eletrobras	Base Incremental - Metodologia	7. Aplicação de Juros sobre Obras em Andamento em Investimentos da Base Incremental 7.1 Procedimento para avaliação de investimentos – PRORET [...] 7.2 Interpretações manifestadas pela ANEEL no processo de revisão [...] 7.3 Proposta Eletrobras Tendo em vista as definições vigentes nos submódulos 9.1 e 9.2 do PRORET, a Eletrobras propõe que seja reconhecido no processo de fiscalização a possibilidade de incorporar o JOA regulatório ao VNR dos bens avaliados por atualização contábil (VOC). Tal incorporação deve se limitar aos projetos em que foi possível sanear o VOC, garantindo que não exista qualquer parcela de capitalização do JOA no bem imobilizado em serviço. Tendo em vista que os laudos entregues até o momento seguiram as orientações da fiscalização de não incorporação do JOA regulatória para esses casos, propomos que seja aceita ao final do processo de fiscalização, entrega de laudos complementares, atendendo a todos os ajustes solicitados ao longo do processo, mas com a inclusão destacada dessa	Não Acatada	Ver resposta ao item 1.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			parcela de custo. Isso permitirá que a fiscalização tenha 2 laudos iguais, com a valoração do JOA destacada e de fácil aprovação, sem que a demora na decisão desse pleito afete os prazos da revisão tarifária.
72	CONCCEL DMED	Geral - Metodologia	Contribuição idêntica a todas as demais contribuições de Conselhos de Consumidores. Comentários no sentido de reiterar a importância do respeito aos contratos e à regulamentação vigente, do processamento da revisão com a periodicidade estabelecida ou tão logo seja possível fazê-lo e do trabalho da fiscalização, além de concordância com os cálculos realizados.	Acatada	Manifestação de concordância com os cálculos realizados pela ANEEL, destacando a materialização da esperada redução do componente econômico da RBSE, em favor dos usuários do sistema de transmissão.
73	COCEN CPFL PIRATININGA	Geral - Metodologia	Contribuição idêntica a todas as demais contribuições de Conselhos de Consumidores. Comentários no sentido de reiterar a importância do respeito aos contratos e à regulamentação vigente, do processamento da revisão com a periodicidade estabelecida ou tão logo seja possível fazê-lo e do trabalho da fiscalização, além de concordância com os cálculos realizados.	Acatada	Ver resposta ao item 72.
74	Elektro	Base Incremental - Elegibilidade	A Neoenergia Elektro entende como oportuno trazer um assunto relacionado ao Despacho 251, de 1º de fevereiro de 2022, que tratou de requerimento administrativo com vistas ao reconhecimento dos encargos de conexão firmados por meio de Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão (CCT) com a sem estabelecimento da respectiva RAP. No referido despacho, para um determinado conjunto de ativos, ficou determinada a inclusão no cálculo da RAP da transmissora com a subsequente adição na cobertura tarifária da distribuidora, conforme disposto no respectivo voto: “33. Desse modo, especificamente quanto a esses casos, a SRT entende, com o que concordo, que cabe à ANEEL conceder provimento ao pedido da Elektro, de forma que a ISA CTEEP deverá proceder o registro de tais obras para que haja definição de RAP correspondente ao reconhecimento tarifário à Elektro quanto ao encargo de conexão.” Ocorre que, pelo que pudemos verificar, os ativos constantes na Tabela 1, a seguir, são alcançados pela mencionada decisão, mas ainda não foram incluídos na RAP da	Fora do escopo	Demanda que foge do escopo do presente processo revisional, uma vez que deve ser tratada no processo de reajuste anual das RAP, após a homologação das parcelas adicionais de receita para os citados reforços. Consultada a SCE, esta informou, na data de 10 de junho de 2024, ainda haver pendências da parte da CTEEP que inviabilizam o cálculo das parcelas adicionais de receita e, consequentemente, o cumprimento integral do DSP 251/2022. Sendo assim, não há como a STR tratar essa demanda no reajuste para o ciclo 2024- 2025.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			transmissora nem, por conseguinte, na cobertura tarifária desta distribuidora: Tabela 1: Obras de aditivos de CCTs relacionadas ao Despacho 251/2022 a serem incluídos na RAP da transmissora e na tarifa da distribuidora. 14º TA, assinado em 21/12/2012: Adequação do AL21da SE Flórida Paulista 19º TA, assinado em 27/05/2013: Adequação dos bays 69kV de Jales Dessa forma, a Neoenergia Elektro solicita que as receitas referentes aos ativos em questão sejam devidamente incluídas na RAP da transmissora, à luz do Despacho 251/2022, de modo a possibilitar a sua subsequente consideração no processo tarifário desta distribuidora.
75	CONERGE Enel CE	Geral - Metodologia	Contribuição idêntica a todas as demais contribuições de Conselhos de Consumidores. Comentários no sentido de reiterar a importância do respeito aos contratos e à regulamentação vigente, do processamento da revisão com a periodicidade estabelecida ou tão logo seja possível fazê-lo e do trabalho da fiscalização, além de concordância com os cálculos realizados.	Acatada	Ver resposta ao item 72.
76	ConEDPES	Geral - Metodologia	Contribuição idêntica a todas as demais contribuições de Conselhos de Consumidores. Comentários no sentido de reiterar a importância do respeito aos contratos e à regulamentação vigente, do processamento da revisão com a periodicidade estabelecida ou tão logo seja possível fazê-lo e do trabalho da fiscalização, além de concordância com os cálculos realizados.	Acatada	Ver resposta ao item 72.
77	RRE	Geral - Cálculo STR	DA RAP HOMOLOGADA DO PROCESSO REVISIONAL DE 2023 – AJUSTE DE ENCARGOS SE BOA VISTA No âmbito do processo revisional das RAPs de 2023, foi acatado pela área técnica o pleito apresentado pela Eletronorte por meio da correspondência CE-RRG- 0036/20231[...] O pleito foi equivocadamente apreciado pela STR/ANEEL, que acompanhou o entendimento da transmissora de que a não contemplação dos comandos dispostos na REA nº	Fora do escopo	Demanda em avaliação no âmbito do processo de reajuste anual das RAP e, sendo procedente, os ajustes devidos estarão refletidos na RAP da Eletronorte para o ciclo 2024-2025.

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Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			9.947/2021 e do DSP nº 3.687/2017, nos atos que homologaram as tarifas da Roraima Energia nos processos tarifários de 2021 e 2022 ensejariam o recebimento não só dos encargos correntes do ciclo em revisão, mas também os encargos de ciclos anteriores. [...] DO AJUSTE DE RAP HOMOLOGADO NO PROCESSO REVISIONAL DE 2023 E SEUS EFEITOS Considerando o pedido equivocado apresentado pela transmissora à ANEEL no processo revisional de RAP de 2023, bem como sua apreciação pela agência, o ajuste de RAP estabelecido pela REH nº 3.216/2023 foi de R$ 12.515.237,01, e impactou o IRT da concessionária em seu processo tarifário ocorrido em janeiro/2024 em aproximadamente +1,52%. No âmbito do fechamento do processo tarifário de 2024, a distribuidora apresentou à STR/ANEEL pedido para que o ajuste de RAP previsto na REH nº 3.216/2023 fosse desconsiderado, a vista da evidente inconsistência apontada. Na oportunidade, a superintendência informou à concessionária que os valores de RAP uma vez homologados não poderiam ser desconsiderados, alternativamente, o pleito da distribuidora poderia ser apresentado no processo revisional das RAPs no próximo ciclo. O detalhe dos encargos de conexão equivocadamente aprovados e considerados no processo tarifário da distribuidora constam na tabela 7 da REH nº 3.309/2024. DA CONCLUSÃO E PEDIDO A partir dos fatos relatados, resta evidente o ganho indevido da transmissora com o reconhecimento bis in idem das RAPs dos ciclos de 2017 a 2021, consideradas no ajuste de RAP do ciclo de 2023. Neste sentido, solicitamos que: • O valor do ajuste de RAP homologado no processo tarifário da Roraima Energia na Revisão Tarifária Periódica de 2024, seja deduzido da RAP a ser aprovada no processo revisional do ciclo 2024-2025, bem como, dos demais ciclos futuros até o seu completo abatimento.

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
78	CONCEN EMS	Geral - Metodologia	Contribuição idêntica a todas as demais contribuições de Conselhos de Consumidores. Comentários no sentido de reiterar a importância do respeito aos contratos e à regulamentação vigente, do processamento da revisão com a periodicidade estabelecida ou tão logo seja possível fazê-lo e do trabalho da fiscalização, além de concordância com os cálculos realizados.	Acatada	Ver resposta ao item 72.
79	SRE/MF	Outras Receitas - Metodologia	1. Observa-se que o item III.3 – OUTRAS RECEITAS possui um montante declarado (cerca de R$ 43 milhões em junho de 2023) correspondente a 0,3 % do montante total da RAP Vigente (cerca de R$ 13,5 bilhões em junho de 23). As dificuldades de mensurar tais valores por declarações os agentes, que sabem que tais informações servirão para reduzir suas receitas, trazem grande dificuldade para a agência reguladora fiscalizar. 1.1. Nesse sendo, sugere-se reavaliar a forma de captura de valores de Outras Receitas e quais possuem maiores ganhos para modicidade tarifária, se capturadas, ou outros benecios como maior parcipação de proponentes em licitações, se em favor da concessionária, conforme base legal disposta no Art. 11 da Lei nº 8.987/95. In verbis: Art. 11. No atendimento às peculiaridades de cada serviço público, poderá o poder concedente prever, em favor da concessionária, no edital de licitação, a possibilidade de outras fontes provenientes de receitas alternavas, complementares, acessórias ou de projetos associados, com ou sem exclusividade, com vistas a favorecer a modicidade das tarifas, observado o disposto no art. 17 desta Lei.	Fora do escopo	Sugestão de cunho geral para aprimoramento da metodologia. Portanto, fora do escopo da presente consulta pública que trata do processamento da RPR 2023 por meio da aplicação da metodologia vigente. Sugere-se que a contribuição seja reapresentada em uma futura CP que vise o aprimoramento da metodologia mencionada. Aproveitamos para informar que a crítica das informações inicialmente apresentadas e as interações com as transmissoras feitas pela STR resultaram em ajustes e complementações das informações que resultarão em aumento de mais de 50% do montante revertido para a modicidade tarifária.
80	SRE/MF	Base Incremental - Metodologia	2. O item 6.5 do submódulo 9.1 dos Proret define os procedimentos a serem aplicados à revisão da parcela adicional de RAP das instalações autorizadas. O objetivo principal da revisão é recalcular o Valor Novo de Reposição (VNR) dos reforços e melhorias com base no Banco de Preços de Referência ANEEL (BPR) vigente no momento da revisão e estabelecer a nova parcela adicional de receita com base nos parâmetros regulatórios atuais para vigorar até a próxima revisão periódica. Entretanto, apesar do BPR ser o mecanismo	Fora do escopo	Sugestão de cunho geral para aprimoramento da metodologia. Portanto, fora do escopo da presente consulta pública que trata do processamento da RPR 2023 por meio da aplicação da metodologia vigente. Sugere-se que a contribuição seja reapresentada em uma futura CP que vise o aprimoramento da metodologia mencionada. A Agência tem plena ciência da importância do Banco de Preços de Referência da ANEEL - BPR para a determinação da BRR, de forma que a Diretoria Colegiada determinou às áreas

Item	Instituição	Tema - Categoria	Descrição	Aproveitamento	Resposta ANEEL
			vigente para no momento da revisão estabelecer a nova parcela adicional de receita com base nos parâmetros regulatórios atuais para vigorar até a próxima revisão periódica, alguns valores apresentados, por vezes, se apresentam desatualizados em função da dinâmica de mercado e da penetração de novas tecnologias e/ou dificuldades em função externalidades que alteram os preços dos fornecedores de equipamentos e serviços a todo momento. 2.1. Nesse sentido, sugere-se aperfeiçoar o BPR ulizando modelo dinâmico de consulta de preços ulizando algoritmos de pesquisa de tempo o real para diminuir a assimetria de informações entre o modelo em tela e os valores reais de mercado.		técnicas, sob coordenação da SCE, que abram uma Tomada de Subsídios até o final do ano para identificar necessidades e alternativas para o aprimoramento do BPR.

Documento assinado digitalmente por Ronald Edward Hardinge Bailey de Amorim, Especialista em Regulação, em 08/07/2024 às 16:40; Mateus de Oliveira Ferreira, Coordenador(a) de Gestão Tarifária de Transmissão, em 08/07/2024 às 16:33; Camila Figueiredo Bomfim Lopes, Superintendente de Gestão Tarifária e Regulação Econômica, em 08/07/2024 às 16:32