Resolução Autorizativa nº 15.815/2025

RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 15.815, DE 28 DE JANEIRO DE 2025

(Vide aprovação do enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura - Reidi, pela Portaria SNTEP nº 2939 /2025)

Autoriza a Companhia Hidroelétrica do São Francisco - Chesf, Contrato de Concessão nº 61 /2001, implantar reforços em instalações de transmissão sob SCE sua responsabilidade e estabelece os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual Permitida.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no artigo 17 da Lei nº 9.074 , de 7 de julho de 1995, no artigo 8º da Lei nº 9.648 , de 27 de maio de 1998, no artigo 12 do Decreto nº 1.717 , de 24 de novembro de 1995, nos artigos 6º,

§ 1º, e 7º, inciso II, do Decreto nº 2.655 , de 2 de julho de 1998, no artigo 4º, inciso IV, Anexo I, do Decreto nº 2.335 , de 6 de outubro de 1997, na Resolução Normativa nº 1.020 , de 17 de maio de 2022, bem como o que consta do Processo nº 48500.903480/2024-31, RESOLVE:

Art. 1º Autorizar a Companhia Hidroelétrica do São Francisco - Chesf, inscrita no CNPJ sob o nº 33.541.368/0001-16, Contrato de Concessão nº 61 /2001, a implantar Reforço de Grande Porte em instalação de transmissão de energia elétrica sob sua responsabilidade descrito no Anexo I.

Art. 2º Estabelecer, no Anexo I, os valores das parcelas de Receita Anual Permitida - RAP e, no Anexo II, o cronograma para a entrada em operação comercial das instalações de transmissão de energia elétrica de que trata o art. 1º.

Art. 3º Autorizar a implantação dos Reforços de Pequeno Porte listados no Anexo III.

Art. 4º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO

Este texto não substitui o publicado em resumo no D.O. de 03.02.2025, seção 1, p. 43, v. 163, nº 23.

ANEXO I

I.1 - Parcelas da RAP referentes ao empreendimento: T2024-242 - Reforço: Recondutoramento LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS C-1 BA. DATA DE REFERÊNCIA: 01/06/2024

PRAZO EM MESES PARA ENTRADA EM OPERAÇÃO COMERCIAL (*): Até 30

DATA DE NECESSIDADE: Imediata

PERFIL DA RECEITA ANUAL PERMITIDA - RAP Decrescente

EDIFICAÇÃO OBRA VIGÊNCIA DA RAP (ANOS) RAP (R$) TIPO DA RAP TIPO DE INVEST. USUÁRIO

LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS BA I.1.1 Recondutoramento da LT 230 kV Itapebi - Eunápolis C1, Circuito Duplo 230 kV, originalmente 1 x 636 MCM (GROSBEAK)para 1 x 788 MCM (CORDOBA) termorresistente. 37 7.537.678,24 RBNIA Orçamento REDE BÁSICA

TOTAL - - 7.537.678,24 - - - - - -

(*) A partir da publicação deste Ato Autorizativo no D.O.U.

I.2 - Parcelas da RAP referentes ao empreendimento: T2024-243 - Reforço: Recondutoramento LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS C2 BA DATA DE REFERÊNCIA: 01/06/2024

PRAZO EM MESES PARA ENTRADA EM OPERAÇÃO COMERCIAL (*): Até 30

DATA DE NECESSIDADE: Imediata

PERFIL DA RECEITA ANUAL PERMITIDA - RAP Decrescente

EDIFICAÇÃO OBRA VIGÊNCIA DA RAP (ANOS) RAP (R$) TIPO DA RAP TIPO DE INVEST. USUÁRIO

LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS BA I.2.1 Recondutoramento da LT 230 kV Itapebi - Eunápolis C2, Circuito Duplo 230 kV, originalmente 1 x 636 MCM (GROSBEAK)para 1 x 788 MCM (CORDOBA) termorresistente. 37 7.537.678,24 RBNIA Orçamento REDE BÁSICA

TOTAL - - - 7.537.678,24 - - - - - -

(*) A partir da publicação deste Ato Autorizativo no D.O.U.

ANEXO II

Prazos para execução dos reforços em instalações de transmissão de energia elétrica.

II.1 - Implantação dos reforços referentes ao empreendimento: T2024-242 - Reforço: Recondutoramento LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS C-1 BA. MARCOS PRAZO (MESES)

INÍCIO (*) DURAÇÃO

7.0 Obras Civis - - - -

7.1 Canteiro de Obras 16 1

10.0 Desenvolvimento Físico - - - -

11.0 Desenvolvimento Geral - - - -

12.0 Operação Comercial 30 - -

(*) A partir da publicação deste Ato Autorizativo no D.O.U

II.2 - Implantação dos reforços referentes ao empreendimento: T2024-243 - Reforço: Recondutoramento LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS C2 BA MARCOS PRAZO (MESES)

INÍCIO (*) DURAÇÃO

7.0 Obras Civis - - - -

7.1 Canteiro de Obras 16 1

10.0 Desenvolvimento Físico - - - -

11.0 Desenvolvimento Geral - - - -

12.0 Operação Comercial 30 - -

(*) A partir da publicação deste Ato Autorizativo no D.O.U

ANEXO III

III.1 - Reforços de Pequeno Porte relacionados ao recondutoramento da LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS C1 e C2 - Empreendimentos T2024-242 e T2024-243 no SIGET. Reforços de Pequeno Porte na SE Eunápolis (BA) Prazo para implantação (*)

Substituição do barramento e conexões na Entrada de Linha para Itapebi C1. Até 30 meses.

Substituição de três chaves seccionadoras (34N1-4, 34N1-5 e 34N1-6) e um transformador de corrente (94N1) na Entrada de Linha para Itapebi C1.

Substituição do barramento e conexões na Entrada de Linha para Itapebi C2.

Substituição de três chaves seccionadoras (34N2-4, 34N2-5 e 34N2-6) na Entrada de Linha para Itapebi C2.

Substituição de duas chaves seccionadoras (34D1-1 e 34D1-2) na Interligação de Barras 230 kV.

Substituição do barramento auxiliar 230 kV.

Reforços de Pequeno Porte na SE Itapebi (BA)

Substituição do barramento e conexões na Entrada de Linha para Eunápolis C1.

Substituição de um transformador de corrente (94N1) na Entrada de Linha para Eunápolis C1.

Substituição do barramento e conexões na Entrada de Linha para Eunápolis C2.

Substituição de um transformador de corrente (94N2) na Entrada de Linha para Eunápolis C2.

Substituição de um transformador de corrente (94D1) na Interligação de Barras 230 kV.

(*) À partir da publicação deste Ato Autorizativo no D.O.U.

ANEXO III

III.1 - Reforços de Pequeno Porte relacionados ao recondutoramento da LT 230 kV ITAPEBI /EUNAPOLIS C1 e C2 - Empreendimentos T2024-242 e T2024-243 no SIGET. Reforços de Pequeno Porte na SE Eunápolis (BA) Prazo para implantação (*)

Substituição do barramento e conexões na Entrada de Linha para Itapebi C1. Até 30 meses.

Substituição de três chaves seccionadoras (34N1-4, 34N1-5 e 34N1-6) e três transformadores de corrente (94N1) na Entrada de Linha para Itapebi C1.

Substituição do barramento e conexões na Entrada de Linha para Itapebi C2.

Substituição de três chaves seccionadoras (34N2-4, 34N2-5 e 34N2-6) na Entrada de Linha para Itapebi C2.

Substituição de duas chaves seccionadoras (34D1-1 e 34D1-2) na Interligação de Barras 230 kV.

Substituição do barramento auxiliar 230 kV.

Reforços de Pequeno Porte na SE Itapebi (BA)

Substituição do barramento e conexões na Entrada de Linha para Eunápolis C1.

Substituição de três transformadores de corrente (94N1) na Entrada de Linha para Eunápolis C1.

Substituição do barramento e conexões na Entrada de Linha para Eunápolis C2.

Substituição de três transformadores de corrente (94N2) na Entrada de Linha para Eunápolis C2.

Substituição de três transformadores de corrente (94D1) na Interligação de Barras 230 kV.

(*) partir da publicação do Resolução Autorizativa nº 15.815 de 28 de janeiro de 2025 no D.O.U. (Redação dada pelo Despacho nº 3236 /2025)

APÊNDICE

Serão apresentados a seguir os principais conceitos e procedimentos que subsidiam a análise realizada nesta Nota Técnica.

1 - Autorização de Reforços de Grande Porte

1. Através da Portaria - PRT nº 6.827 , de 4 de maio de 2023, o Diretor-Geral da ANEEL d elegou à titular da Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE e sua adjunta, dentre outras atividades, as seguintes competências:

"XXXII - autorizar a implantação de Reforços de Pequeno Porte em instalações de transmissão de energia elétrica, nos termos das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica;

(...)

XXXVI - autorizar a implantação de Reforços e Melhorias de Grande Porte em instalações de transmissão de energia elétrica de concessionárias de transmissão, com RAP limitada a R$ 5.000.000,00 (cinco milhões de reais) por empreendimento, atualizado anualmente pelo IPCA;"

2. Assim, nos casos previstos na PRT nº 6.827 /2023, o ato autorizativo, contendo o escopo autorizado e a receita prévia associada, será um Despacho da SCE. Para os casos de Reforços e Melhorias de Grande Porte que apresentarem receita superior ao limite estabelecido na PRT nº 6.827 /2023, o ato autorizativo será uma Resolução Autorizativa - REA emitida pelo Diretor-Geral da ANEEL.

2 - Autorização de Reforços de Pequeno Porte relacionados à obra de Grande Porte

3. Historicamente, os reforços de Pequeno Porte relacionados a reforços de Grande Porte foram consolidados pelo Planejamento Setorial no mesmo POTEE e tiveram sua receita prévia calculada em conjunto. Sendo que tais receitas são provisórias até o momento da Revisão Tarifária Periódica subsequente à entrada em operação dos equipamentos.

4. A Consulta Pública nº 30 /2020, propôs uma inovação do regramento para permitir que "o estabelecimento de RAP para reforços de Pequeno Porte seja realizado durante o processo de revisão de RAP das concessionárias de transmissão e não no processo de reajuste de RAP". E acrescenta que: "Nessa proposta, destaca-se que os reforços de Pequeno Porte continuariam a ser autorizados pela ANEEL conforme realizado atualmente, transferindo apenas o momento do estabelecimento de RAP para a revisão periódica, quando as receitas serão estabelecidas em caráter definitivo e de forma retroativa à entrada em operação comercial de cada reforço".

5. Em relação aos reforços de Pequeno Porte relacionados, ficou consubstanciado que: "Além disso, de modo a viabilizar a análise dos Reforços de Grande Porte de modo expresso, com foco nos equipamentos mais relevantes, propõe-se que a autorização de Reforços de Grande Porte não mais inclua os reforços de Pequeno Porte associados. Os reforços de Pequeno Porte associados, no entanto, devem continuar sendo identificados pelo ONS conjuntamente com os de Grande Porte de modo que sua autorização por parte da ANEEL, conforme rito específico para reforços de Pequeno Porte, e implantação por parte das transmissoras não causem restrições ou descasamentos com os Reforços de Grande Porte."

6. O Diretor Relator do processo, acatando a alternativa vencedora do Relatório de AIR, destacou em seu Voto que: "No que tange aos procedimentos de autorização e estabelecimento de RAP para reforços de Pequeno Porte, visando maior eficiência operacional, propõe-se que seja alterado o momento de estabelecimento de parcela adicional de RAP do reajuste periódico para a revisão periódica das concessionárias de transmissão". A exceção ocorre somente para "reforços de Pequeno Porte que tratam da implantação de entradas de linhas e torres de derivação, para conexão de acessantes, bem como para reforços de Pequeno Porte que não envolvem investimentos, a exemplo dos casos de realocação de equipamentos entre diferentes pontos do SIN".

7. Assim, a Revisão 2 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, determina que:

"4.2.5. Os REFORÇOS DE PEQUENO PORTE que constarem no Plano de Outorgas deverão ser implementados pelas correspondentes TRANSMISSORAS mediante autorização da ANEEL e terão suas correspondentes receitas estabelecidas no processo de revisão periódica de RECEITA ANUAL PERMITIDA - RAP subsequente à sua entrada em operação comercial, com exceção daqueles de que trata as alíneas "f" e "g", que terão suas correspondentes receitas estabelecidas no reajuste de receita subsequente à sua entrada em operação comercial."

8. Da mesma forma, a versão 2 do Submódulo 9.7 do PRORET, normatiza que:

"9. RECEBIMENTO DE PARCELA ADICIONAL DA RAP

"36. A receita estabelecida nos atos autorizativos associada aos Reforços de Grande Porte e às Melhorias de Grande Porte é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial do empreendimento.

(...)

39. As receitas associadas aos Reforços de Pequeno Porte autorizados serão estabelecidas no processo de revisão periódica ou reajuste de RAP subsequente à sua entrada em operação comercial, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço."

9. Por isso, os Reforços de Pequeno Porte, associados a obra de Grande Porte, serão autorizados exclusivamente quanto ao escopo do aumento da prestação do serviço, sem o estabelecimento de receita prévia. Os prazos estarão em conformidade com aqueles estabelecidos para o Reforço de Grande Porte.

3 - Prioridade de Autorização dos Empreendimentos

10. A ANEEL possui um passivo de obras entre Reforços e Melhorias para autorização com estabelecimento prévio de receita, oriundas o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica - POTEE, definido pelo planejamento setorial. Dado a restrita capacidade anual de instrução dessas obras, aliada aos novos empreendimentos consolidados a cada ano, foi solicitado, ao Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, a identificação de quais obras são mais necessárias ao sistema, as quais devem ter sua autorização priorizada.

11. A partir do POTEE 2021, o ONS passou a realizar a priorização das obras levando em consideração a severidade dos possíveis impactos desses empreendimentos na operação do SIN. Essa análise teve como fundamento os critérios estabelecidos e apresentados no Relatório do PAR/PEL, que contempla as Obras Prioritárias do SIN para os dois primeiros anos de cada ciclo de planejamento. Os critérios adotados na priorização dos empreendimentos foram:

P0: Equipamentos indicados para controle de tensão na rede básica, e àqueles indicados para solucionar problemas de superação de nível de curto-circuito, a partir da integração de novos empreendimentos, que exigem a instalação de SEP ou medidas operativas, para promover a segurança e o atendimento às cargas em regime normal de operação ou em situação de contingência.

P1: Eliminar necessidade de corte de carga em condição normal de operação;

P2: Eliminar necessidade de restrição de escoamento de geração

P3: Eliminar necessidade de geração térmica por razões elétricas

P4: Eliminar necessidade de corte de carga em contingências em capitais

P5: Substituição de equipamento por fim de vida útil;

P6: Não se enquadram nos cinco critérios de priorização listados acima. No entanto, são importantes e trazem benefícios ao atendimento aos critérios definidos nos Procedimentos de Rede.

4 - Data de Necessidade e Prazo de Entrada em Operação Comercial

12. O POTEE apresenta para cada obra a data de necessidade sistêmica com base nas informações prestadas pelas transmissoras. Tal informação é de grande relevância uma vez que determina a partir de quando esta instalação traz benefícios para o sistema elétrico e o custo pode ser atribuído aos usuários.

13. Em princípio, antecipações em relação à data de necessidade definida pelo planejamento setorial e replicadas nos atos autorizativos são vedadas, exceto nos casos de solicitação da transmissora e mediante ateste do Ministério de Minas e Energia - MME e/ou ONS de sua necessidade para o melhor desempenho do sistema elétrico. Dessa forma, tais pleitos devem ser realizados à ANEEL com um prazo mínimo de 60 dias da data entrada em operação comercial prevista pela transmissora, a fim de que se disponha de tempo hábil para análise e, caso aprovada, a interação com o ONS para aprovação das intervenções e/ou desligamentos na rede elétrica para integração das instalações.

14. Para as obras cujo prazo é imediato, não há vedações quanto à antecipação do prazo de construção previsto em ato autorizativo.

15. O Submódulo 9.7 dos PRORET determina que a autorização de reforços estabelecerá os respectivos prazos de execução com base em prazos médios para o tipo e porte de cada empreendimento. Assim, em geral, o prazo de implantação é definido com base em estudo realizado ANEEL consubstanciado na Nota Técnica nº 835/2018/SCT-ANEEL 1, de 17 de dezembro de 2018. Tal estudo propôs e aplicou critérios para o estabelecimento de prazos referenciais para autorizações de reforços e melhorias sob responsabilidade de concessionárias de transmissão, com base no prazo de execução aproximadamente 400 obras autorizadas entre 2010 e 2016. Os resultados apontaram para os seguintes prazos: Tipo de obra Prazo de referência (em meses)

Instalação de transformadores de potência Até 30

Instalação de bancos de capacitores em derivação Até 24

Instalação de reatores de linha e de barra Até 24

Instalação de módulos de conexão e de manobra Até 24

Instalação de compensadores estáticos Até 48

Substituição de transformadores Até 24

Seccionamento de linhas de transmissão Até 36

Alterações de arranjo de subestações Até 42

Recapacitação de linhas de transmissão Até 30

Remanejamento de equipamentos para outros pontos do SIN Até 12

16. No entanto, caso a transmissora entenda por prazo diverso, tal pleito poderá ser realizado à ANEEL e deverá ser referendado pelo ONS.

5 - Precificação dos Reforços de Grande Porte pelo Banco de Preços de Referência - BPR

17. A Resolução Homologatória - REH nº 758 , de 2009, homologou o BPR ANEEL e as metodologias aplicáveis na composição de suas unidades modulares de subestações e linhas de transmissão. A REH nº 2.514 , de 2019, homologou novos valores para o BPR ANEEL, a ser utilizado nos processos de autorização, licitação para outorga de concessão e revisão tarifária, das concessionárias de transmissão de energia elétrica.

18. A metodologia empregada no BPR ANEEL se fundamenta em uma regulação por incentivos baseada em preços médios. Isso significa que nem todas as transmissoras conseguirão realizar suas aquisições de ativos e contratação de serviços em valores inferiores ao estabelecido no banco. Haverá custos acima e abaixo do preço médio, onde o incentivo regulatório está centrado no estímulo à busca pelo menor preço. Dito de outra forma, não se pretende remunerar o serviço prestado pelo custo incorrido e sim pelo preço médio estabelecido seguindo a metodologia do BPR ANEEL. Com efeito, o Submódulo 9.7 dispõe que as parcelas adicionais de RAP associada aos reforços e às melhorias são calculadas com base em parâmetros regulatórios e em custos-padrão, e que " os custos-padrão estão estabelecidos no Banco de Preços de Referência ANEEL, homologado pela Resolução Homologatória nº 758 , de 6 de janeiro de 2009".

19. Da mesma forma, o BPR ANEEL foi estruturado com base no que a NT nº 099/2008-SRT/ANEEL chamou de unidades modulares concebidas a partir da " existência de setores bem definidos em termos funcionais, operacionais e físico, como módulos de entradas de linha, módulos de conexão de equipamentos e módulos de infra-estrutura". Tal estruturação foi adotada porque esta " concepção de subestação facilita as estimativas de sua expansão, caso típico de autorização de reforços em instalações de transmissão, por trazer o detalhamento físico e respectivo orçamento dos módulos a serem utilizados no empreendimento, conferindo maior flexibilidade na elaboração de orçamentos".

20. A partir desses conceitos depreende-se 2 aspectos:

i) o preço do serviço de transmissão é formado com base em unidades modulares, sendo o módulo a unidade mínima de preço pela qual a metodologia se utiliza para precificação dos investimentos da expansão das instalações de transmissão, pois essas expansões, reforços ou melhorias, em geral, se fazem de forma modular e ii) não se pretende com a aplicação do banco reproduzir a obra de engenharia realizada pela transmissora, que terá características e quantitativos de equipamentos próprios a depender da solução adotada.

21. Os módulos do BPR não foram estabelecidos de forma exaustiva, pois essa não é a proposta da remuneração do serviço pelo preço, a listagem de equipamentos e serviços constantes dos módulos são apenas indicativos das configurações padrões para possibilitar a precificação do serviço.

22. É razoável pressupor que os módulos do BPR ANEEL atenderão aos requisitos mínimos dos Procedimentos de Rede. No entanto, devido a impossibilidade de mantê-lo sempre atualizado, a simples não indicação de um equipamento no módulo padrão do BPR, no momento da autorização, não afasta a obrigação da transmissora de implantar as instalações autorizadas atendendo aos Procedimentos de Rede. Como parte do processo de Revisão Tarifária, o BPR ANEEL irá passar por recálculo dos valores médios e incorporará as mudanças nos Procedimentos de Rede. Assim, é razoável entender que a revisão da RAP das autorizações já realiza o tratamento adequado para as evoluções dos requisitos que devem passar a ser reconhecidos na precificação dos reforços ou melhorias.

23. As adequações aos Procedimentos de Rede em módulos diferentes daqueles que fazem parte do escopo da autorização devem ser cadastradas no SGPMR para análise e eventual aprovação pelo ONS. Essas adequações, uma vez autorizadas, devem ser instaladas pelas transmissoras e farão jus à homologação de receita na revisão tarifária seguinte à sua entrada em operação comercial.

24. Cumpre ressaltar que novos requisitos mínimos dos Procedimentos de Rede devem ser cumpridos para as novas instalações, ao passo que nem todas as instalações antigas necessitam de todas as adequações, a menos que determinado pelo ONS. Assim, se reforça a necessidade de avaliação do órgão de planejamento setorial.

25. Para os níveis de tensão que não estejam padronizados no BPR ANEEL adotou-se a tabela de equivalência do Anexo IV da Nota Técnica nº 203/2018-SRM/SCT/SFF/SGT/ANEEL 2, de 7 de dezembro de 2018, descrita a seguir:

26. O BPR ANEEL é atualizado mensalmente, por meio de contrato com a FGV, quanto aos seguintes índices: Dólar, Índice Geral de Preços - IGP, Índice Geral de Preços - Mercado - IGP-M, Sistema Nacional de Pesquisa de Custos e Índices da Construção Civil - Sinapi, IPA - Produtos Industriais, Ind. de Transformação - Prod. de Minerais Não-Metálicos, Equipamentos para Distribuição e Controle de Energia Elétrica, Artigos de Borracha, Geradores, Transformadores e Motores Elétricos, Produtos da Metalurgia dos Não-Ferrosos, Produtos Derivados do Petróleo e Produtos Siderúrgicos. No entanto, dados os procedimentos de estabelecimento de receitas da transmissão e sua forma de atualização, a data de referência de preços utilizada nos processos autorizativos será sempre aquela constante do último reajuste de receitas da transmissão. No período entre as revisões tarifárias esses valores são corrigidos anualmente pelos índices dos contratos.

6 - Cálculo da RAP

27. Os procedimentos e metodologias adotados nesta Nota Técnica atendem ao que dispõe o Módulo 9, integrante dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, de que trata a Resolução Normativa nº 435 , de 24 de maio de 2011.

28. O Submódulo 9.7 do PRORET, cuja revisão foi aprovada pela Resolução Normativa nº 1.020 , de 17 de maio de 2022, dispõe que a receita estabelecida nas Resoluções é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial do empreendimento. Nos períodos entre revisões as receitas associadas às melhorias e aos reforços têm caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.

29. Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP (RGR, TFSEE e P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7. Além dos encargos setoriais, a depender do contrato de concessão, poderão compor o adicional de RAP os valores relativos às contribuições PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei nº 10.637 , de 30 de dezembro de 2002, e na Lei nº 10.833 , de 29 de dezembro de 2003, com o correspondente tratamento tarifário na Lei nº 8.987 , de 13 de fevereiro de 1995. Assim, em função com o Contrato de Concessão associado ao reforço, a RAP a ser paga à transmissora poderá considerar o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP e COFINS, ou o valor relativo a estes tributos será incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito - AVC e Avisos de Débito - AVD.

30. O contrato de Concessão também define o perfil da receita que será recebida pela transmissora e a forma de sua revisão. Sendo aplicado o perfil decrescente para as concessionárias com revisão periódica de toda a base de ativos, conforme Submódulo 9.1 do PRORET, e o perfil plano para os contratos originados em processos licitatórios, conforme Submódulo 9.2 do PRORET.

31. Finalmente, destaca-se que, em atendimento ao disposto no

Art. 1º da Portaria nº 318 , de 1º de agosto de 2018, o adicional de RAP é estabelecido considerando-se o impacto do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura - REIDI, instituído pela Lei nº 11.488 , de 15 de junho de 2007, conforme a Resolução Homologatória nº 1.706 , de 8 de abril de 2014 3.

1 SIC nº 48526.006165/2018-00

2 SIC nº 48580.002050/2018-00

3 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20141706.pdf

Atos que alteram, regulamentam ou revogam esta Resolução Autorizativa:

Despacho nº 3236/2025 de 28/10/2025 - Norma em vigor

Portaria SNTEP nº 2939/2025 de 29/04/2025 - Norma em vigor

Atos que são alterados, regulamentados ou revogados por esta Resolução Autorizativa:

Extrato de Contrato de Concessão nº 61/2001 de //