DSP - DESPACHO 609/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Conhece e, no mérito, nega provimento ao recurso administrativo interposto pela Equatorial Maranhão Distribuição de Energia S.A em face do Despacho SRT/ANEEL 1.468, de 24 de maio de 2021, para anulação do Termo de Liberação de Receita emitido em favor da transmissora Arteon Z2 referente a instalações na subestação Boa Esperança II; e afastamento da aplicação da Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem à Requerente por conta da ultrapassagem do Montante de Uso do Sistema de Transmissão na subestação Boa Esperança, no mês de junho de 2020.
Assunto: Juízo de mérito
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-03-14
Autor: ANEEL

7ª Reunião Pública Ordinária
08/03/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.001809/2021-87.
INTERESSADO: Equatorial Maranhão Distribuição de Energia S.A., Arteon Z2 Energia S.A., Operador
Nacional do Sistema Elétrico.
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão.
ASSUNTO: Recurso Administrativo interposto pela Equatorial Maranhão Distribuição de Energia S.A.
em face do Despacho n° 1.468, de 24 de maio de 2021, que indeferiu o requerimento da empresa
para anulação do Termo de Liberação de Receita emitido em favor da transmissora Arteon Z2
Energia S.A. referentes a instalações na subestação Boa Esperança II e o expurgo da Parcela de
Ineficiência por Ultrapassagem por conta da ultrapassagem do Montante de Uso do Sistema de
Transmissão na subestação Boa Esperança no mês de junho de 2020.
I – RELATÓRIO
1. Em 9 de outubro de 2020, a Equatorial Maranhão Distribuição de Energia S.A.
(Equatorial) requereu1 a ANEEL (i) a anulação do Termo de Liberação de Receita (TLR) emitido em
favor da transmissora Arteon Z2 Energia S.A (Arteon Z2) referente a instalações na subestação Boa
Esperança II e (ii) o expurgo da Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem (PIU) por conta da
ultrapassagem do Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) na subestação Boa
Esperança no mês de junho de 2020.
análise2,
2. Após a Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT)
negou o pleito da Equatorial por meio do Despacho nº 1.468, de 24 de maio de 20213.
3. Em 4 de junho de 2021, de forma tempestiva, a Equatorial protocolou Recurso
Administrativo4 em face do Despacho nº 1.468/2021.
1 Carta CE-REG-EQTL MA Nº 041/2020, Sicnet: 48513.026603/2020-00.
2 Nota Técnica nº 42/2021-SRT/ANEEL, de 24 de maio de 2021, Sicnet: 48552.000567/2021-00.
3
Publicado no Diário Oficial da União de 25.05.2021, seção 1, p. 166, v. 159, n. 97.
4 Carta CE-REG-EQTL MA Nº 030/2021, Sicnet: 48513.015111/2021-00.
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4. Em 8 de julho de 2021, a SRT analisou5 o Recurso Administrativo e concluiu por manter
a decisão constante no referido Despacho.
5. Em 13 de julho de 2021, na 27ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi
distribuído à minha relatoria.
notifiquei6
6. Em 3 de agosto de 2021, a Arteon Z2, como parte interessada, a se
manifestar no processo, o que ocorreu em 19 de agosto de 20217.
7. Em 23 de novembro de 2021, pautei o processo na 44ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria de 2021, mas retirei-o de pauta para melhor estudar o tópico referente à ultrapassagem
do MUST e cobrança da PIU.
8. Em 14 de janeiro de 2022, a SRT realizou análise complementar8, abordando a
ultrapassem do MUST e a cobrança da PIU.
II – FUNDAMENTAÇÃO
9. Trata-se do Recurso Administrativo interposto pela Equatorial em face do Despacho nº
1.468/2021 que negou (i) o pedido da empresa de anulação do TLR emitido em favor da
transmissora Arteon Z2 referente a instalações na subestação Boa Esperança II e (ii) o expurgo da
PIU calculado em função da ultrapassagem do MUST na subestação Boa Esperança em junho de
2020.
II.1 Contextualização
10. Em 1º de setembro de 2017, a transmissora Arteon Z2 celebrou o Contrato de
Concessão nº 45/2017-ANEEL com a União que previa, dentre outras responsabilidades, a
implantação de novo pátio 230/69-13,8 kV na Subestação (SE) Boa Esperança II (2x100 MVA) no
estado do Maranhão.
5 Nota Técnica nº 59/2021-SRT/ANEEL, Sicnet: 48552.000884/2021-00.
6 Ofício nº 194/2021-DIR/ANEEL, Sicnet: 48510.000530/2021-00.
7
Carta CE-ARZ2-0083/2021, Sicnet: 48513.022548/2021-00-1.
8 Nota Técnica nº 3/2022–SRT/ANEEL, Sicnet: 48552.000028/2022-00.
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11. Como consequência, a distribuidora local, a Equatorial, celebrou o Contrato de
Conexão às Instalações de Transmissão (CCT) com a Arteon Z2 e o aditivo ao Contrato de Uso do
Sistema de Transmissão (CUST) com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
12. No aditivo ao CUST ficou consignado que a carga conectada à SE Boa Esperança, sob
responsabilidade da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), deveria ser transferida
para o novo pátio da SE Boa Esperança II em fevereiro de 2020, data então definida para início da
operação comercial da Arteon Z2, ou em caso de atraso, que foi o que ocorreu, na data da entrada
em operação das instalações de transmissão associadas definida no Termo de Liberação com
Pendências (TLP) ou Termo de Liberação Definitivo (TLD).
TLR9,

13. Em 10 de junho de 2020, o ONS emitiu o com pendências impeditivas de
terceiros, do qual constou a informação de que a energização da SE Boa Esperança II teria sido
inviabilizada por pendência impeditiva causada pela Equatorial. Em 18 de junho de 2020, o ONS
informou o término da pendência da Equatorial, sendo a SE Boa Esperança II energizada.
14. A emissão do TLR com pendência impeditiva de terceiro tem como consequência o
pagamento, por parte do terceiro que ocasionou o impedimento da energização da instalação, dos
Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST)10. Segundo a Equatorial, para esse caso, um
montante de R$ 203.001,04.
15. Contudo, a Equatorial contesta o pagamento do EUST e sua responsabilidade pelo
impedimento na energização da SE Boa Esperança II.
II.2 Da responsabilização pelo atraso da energização da SE Boa Esperança II
16. Quando a Arteon Z2 solicitou o TLR ao ONS, em 8 de maio de 2020, ela alegou que a
9 O TLR teve vigência a partir do dia 8 de maio de 2021, data da solicitação da Arteon Z2 ao ONS até 18 de junho de
2021, quando o ONS emitiu a Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de Rede para a Energização
(DAPR-E) para a Equatorial.
10 Resolução Normativa nº 841/2018 (vigente a época e revogada pela Resolução Normativa nº 905/2020):
Art. 9º Os pagamentos dos encargos e as demais obrigações do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST e
do Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT dos pontos de contratação associados a FT ou Grupo de
FT com TLR emitido com Pendências Impeditivas de Terceiros serão devidos, a partir da data especificada no TLR, pelos
terceiros responsáveis pelas pendências impeditivas.
Parágrafo único. Os pagamentos dos encargos de que trata o caput não serão repassados às Tarifas de Uso do Sistema
de Distribuição – TUSD das distribuidoras responsáveis por Pendências Impeditivas de Terceiros.
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Equatorial era a causadora de pendências que impediam a energização das linhas de distribuição da
concessionária. Desta forma, o ONS notificou a Equatorial, em 18 de maio de 2020, e emitiu o TLR
em 10 de junho de 2020, sob a alegação de que não houve manifestação tempestiva por parte da
Equatorial contestando as pendências a ela imputadas.
17. Contudo, de acordo com a Equatorial, a transmissora Arteon Z2 é a responsável pelo
atraso, pois não implementou as obras em tempo hábil para possibilitar a instalação do Sistema de
Medição e Faturamento (SMF) pela Equatorial. Adicionalmente, sustenta a Equatorial que a Arteon
Z2 não concedeu acesso a casa de comando para instalar o SMF. Por isso, a Equatorial julga que a
responsabilidade do atraso da energização da subestação é da Arteon Z2.
ONS11
18. De forma adicional, a Equatorial argui que não foi devidamente notificada pelo
a respeito do TLR a seu desfavor, mas, mesmo assim, enviou sua manifestação ao ONS de forma
tempestiva. Entretanto, mostra a Equatorial que o ONS não avaliou tal manifestação
tempestivamente.
19. Feito essas considerações, início minha análise sobre a questão processual levantada
pela Equatorial: ausência de correta notificação e ausência de análise da manifestação da empresa
por parte do ONS.
20. A Equatorial alega que em 15 de maio de 2020 recebeu a notificação do ONS por meio
de representante legal de outro agente setorial. Segundo o ONS, isso ocorreu devido à ausência de
atualização de cadastro. A solicitação para alteração do domínio da Equatorial somente foi realizada
para a Central de Atendimento do ONS em 20 de agosto de 2020.
21. De toda forma, a Equatorial respondeu tempestivamente a notificação do ONS. Apesar
disso, o ONS registrou que a pendência impeditiva estava confirmada em função da Equatorial não
11
Resolução Normativa nº 841/2018 (vigente a época e revogada pela Resolução Normativa nº 905/2020):
Art. 7º O TLR deverá ser emitido se o ONS reconhecer a existência de Pendências Impeditivas de Terceiros ou Pendências
Impeditivas de Caráter Sistêmico.
§ 1º A solicitação do TLR deverá vir acompanhada de declaração da Transmissora:
I – das Pendências Impeditivas de Terceiros ou das Pendências Impeditivas de Caráter Sistêmico, acompanhada de
relatório comprobatório de que a FT ou o Grupo de FT está impossibilitado de ser integrado ao SIN devido
exclusivamente à existência dessas pendências; [...]
§ 3º O ONS deverá encaminhar para manifestação do terceiro a declaração das Pendências Impeditivas de Terceiros de
que trata o inciso II em até 5 (cinco) dias úteis após o seu recebimento.
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ter se manifestado sobre o assunto12.
22. De fato, houve um erro do ONS nesse processo. Documentos juntados aos autos
mostram que a Equatorial respondeu tempestivamente a notificação do ONS.
23. Observo que, por mais que a Equatorial alegue que não foi devidamente notificada
pelo ONS, ela tomou conhecimento da pendência impeditiva e respondeu tempestivamente.
24. Há, de fato, a discussão sobre o evento da Equatorial não ter sido notificada
adequadamente, por conta de aparentemente o cadastro da empresa estar desatualizado junto ao
ONS. Contudo, entendo que essa questão pode ser superada, uma vez que a Equatorial, de toda
forma, tomou conhecimento da notificação e respondeu ao ONS tempestivamente.
25. O problema processual principal, a meu ver, está na ausência de análise da
manifestação da Equatorial pelo ONS. Neste caso houve uma falha processual grave e, portanto,
entendo imprescindível avaliar se tal falha mudaria ou não o curso ou a imputação de
responsabilidades neste processo.
26. O ONS informou sobre a análise de mérito da manifestação da Equatorial somente em
202013,
8 de setembro de quando deveria ter realizado essa análise antes da emissão do TLR, em 10
de junho de 2020. Nesta manifestação extemporânea o ONS esclareceu que a confirmação de
atendimento ao SMF com relatório de comissionamento é um requisito impeditivo para a operação
integrada. Por esse motivo, somente quando a Equatorial encaminhou o relatório de
comissionamento do SMF, em 16 de junho de 2020, o ONS, após análise, cessou os efeitos do TLR
em 18 de junho de 2020.
27. Portanto, tem-se a seguinte questão a ser avaliada: o ONS não avaliou
12
Resolução Normativa nº 841/2018:
Art. 7º [...]
§ 4º A existência de Pendências Impeditivas de Terceiros será reconhecida quando:
I – não houver contestação ao ONS pelo terceiro indicado como responsável pela pendência impeditiva em até 15
(quinze) dias após o recebimento da declaração de Pendências Impeditivas de Terceiros; ou
II – o ONS considerar improcedente a contestação do terceiro.
§ 5º O TLR com Pendências Impeditivas de Terceiros será emitido em até 15 (quinze) dias após a manifestação do
terceiro ou após vencimento do prazo de contestação estabelecido no inciso I do §4º.
13 Carta ONS-0186/DTA/2020, anexo 12 do documento Sicnet: 48513.026603/2020-30-12.
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tempestivamente a manifestação da Equatorial para a emissão do TLR em seu desfavor, contudo,
em momento posterior indicou que o TLR seria emitido mesmo com a análise da manifestação da
Equatorial, pois a empresa não havia instalado e enviado o relatório de comissionamento do SMF.
28. Desta forma, apesar de inadequada, a ausência da análise do ONS à manifestação da
Equatorial não prejudicou o curso natural do processo. Havia de fato uma pendência impeditiva, a
ausência do SMF comissionado, que impossibilitava a energização da SE Boa Esperança II. Desta
forma, não vejo motivos para a anulação do TLR pela questão processual, como requerido.
29. Feita a análise processual, avalio a responsabilidade pelo atraso do SMF.
e-mails14 Carta15

30. A Equatorial apresenta uma série de trocados com a Arteon Z2 e uma
desta informando que se responsabilizaria pela construção das cabines de medição operacional e
pela infraestrutura, para tentar demonstrar que foi proativa para o comissionamento tempestivo
das instalações e que a Arteon Z2 foi a real responsável pelo impedimento.
31. Registra-se que, ao requerer o TLR, a Arteon Z2 informou ao ONS que o impedimento
para a energização da subestação era resultado da falta de ação da Equatorial. Por outro lado, a
Equatorial alega que a Arteon Z2 atrasou a entrega das cabines de medição para abrigo dos
equipamentos que compõem SMF e, por isso, não pode ser responsabilizada pelo impedimento da
energização da subestação.
32. Verifico, portanto, que se trata de um caso complexo de responsabilização. Os
documentos juntados aos autos mostram que havia comunicação entre as empresas e um acordo
para a construção e disponibilização da infraestrutura para a instalação do SMF. A Equatorial alega
que tal acordo não foi cumprido pela Arteon Z2. Por outro lado, a Arteon Z2 responsabilizou16 a
Equatorial quando solicitou o TLR ao ONS.
33. Neste caso, para julgar as responsabilidades, recorro ao que descreve o regulamento
14 Anexos 14 e 15 do documento Sicnet: 48513.026603/2020-30-14 e 48513.026603/2020-30-15.
15
Carta CE-ARZ2-0020/2019, de 11 de setembro de 2019, anexo 13 do documento Sicnet: 48513.026603/2020-30-13.
16 Sicnet: 48513.022548/2021-00-1.
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da ANEEL sobre o tema. O Submódulo 12.2 dos Procedimentos de Rede (texto vigente à época)17
que cuida da integração de agente de distribuição às instalações sob responsabilidade de
concessionária de transmissão, define que é responsabilidade da distribuidora desenvolver as
atividades para implantação do SMF e arcar com os ônus relativos a essas atividades.18
34. Portanto, ainda que cabível qualquer tipo de acordo entre a distribuidora, a Equatorial,
e a transmissora, Arteon Z2, a responsabilidade regulatória para implantação do SMF era da
Equatorial.
35. Nesse tema, concordo com a análise da SRT que embora a Equatorial tenha realizado
tratativas com a Arteon Z2 para acordar o período para implantar o SMF, tal fato não a exime da
responsabilidade a ela designada nos Procedimentos de Rede.
36. Note-se, essa é uma responsabilidade regulatória. A distribuidora de energia elétrica,
no caso a Equatorial, era a responsável pela implantação do SMF. Se a Arteon Z2 e Equatorial fizeram
acordos com a intenção de formalizar as responsabilidades e possivelmente trazer mais eficiência
ao processo de integração e uma das partes entende que o acordo não foi cumprido, as empresas
devem resolver as desavenças bilateralmente. A ANEEL está à disposição para auxiliar via mediação,
mas, em termos regulatórios, não pode afastar um regramento por conta de acordos bilaterais
firmados pelas empresas.
37. Desta forma, a luz do regulamento vigente, avalio que a Equatorial era a responsável
pela implantação do SMF e, a ausência dele, causou o impedimento para a energização da
subestação. Portanto, encaminho meu voto pelo indeferimento do pedido da Equatorial de
anulação do TLR emitido em favor da transmissora Arteon Z2 referente a instalações na subestação
Boa Esperança II e de excludente de responsabilidade pelo atraso da energização dessa subestação.
II.3 Da aplicação da PIU por ultrapassagem do MUST
17 Após reformulação dos Procedimento de Rede, aprovado pela Resolução Normativa nº 903/2020, tal dispositivo
encontra-se no Submódulo 7.11.
18 "4 RESPONSABILIDADES [...]
4.4 Agentes conectantes, exceto os consumidores livres ou especiais [...]
(a) Desenvolver as atividades para implantação do SMF e arcar com os ônus relativos a essas atividades."
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38. Conforme relatado, no aditivo ao CUST firmado pela Equatorial ficou consignado que
a carga conectada à SE Boa Esperança, sob responsabilidade da CHESF, deveria ser transferida para
o novo pátio da SE Boa Esperança II em fevereiro de 2020, data então definida para início da
operação comercial da Arteon Z2, ou em caso de atraso, que foi o que ocorreu, na data da entrada
em operação das instalações de transmissão.
39. Assim, a emissão do TLR em favor da Arteon Z2, em 10 de junho de 2020, ocasionou o
deslocamento automático da carga do MUST anteriormente contratado pela Equatorial na SE Boa
Esperança da CHESF para a SE Boa Esperança II da Arteon Z2. Ocorre que, sem a energização da SE
Boa Esperança II da Arteon Z2, o ponto de suprimento da Equatorial continuou sendo a SE Boa
Esperança da CHESF. Contudo, como o aditivo do CUST já estava em vigor, o MUST da Equatorial já
havia sido transferido da SE Boa Esperança para a SE Boa Esperança II. Assim, em síntese, foi
transferido o montante contratado no ponto de Boa Esperança para o ponto de Boa Esperança II,
sem efetivamente ter ocorrido a transferência de carga entre os pontos. Houve uma transferência
contratual, porém não houve uma transferência física do suprimento.
40. Esse cenário expôs a Equatorial à condição de ultrapassagem da demanda contratada
de MUST na SE Boa Esperança, pois não havia mais MUST contratado nela, e à aplicação da PIU à
empresa no mês de junho/2020 no valor de R$ 703.081,46.
41. A cobrança da PIU consta na Resolução Normativa nº 666 (REN 666), de 23 de junho
de 2015, que regulamenta a contratação do MUST e a eficiência dessa contratação.19
Regulatoriamente, a PIU objetiva incentivar a contratação de montante de uso do sistema de forma
19 Art. 1º Os Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST são devidos por todos os usuários a partir do produto
entre as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST e os Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST,
por ponto de conexão e horário de contratação.
§ 1º Os MUST são determinados pelo maior valor entre o contratado e o verificado por medição de potência elétrica
em cada ponto de conexão e horário de contratação.
§ 2º As diferenças entre os MUST contratados e verificados por medição serão apurados na avaliação da eficiência da
contratação de que tratam os arts. 18 e 19 desta Resolução.[...]
Art. 19. As distribuidoras terão a eficiência da contratação de uso do sistema de transmissão apurada pelo ONS por
horário de contratação e ponto de conexão, da seguinte forma:
I – mensalmente, quando houver ultrapassagem de demanda, caracterizada pela medição de demanda máxima em
valor superior a 110% (cento e dez por cento) do MUST contratado em caráter permanente adicionado ao MUST
contratado em caráter flexível; e
II – anualmente, quando houver sobrecontratação de demanda, caracterizada pela medição de demanda máxima anual
em valor inferior a 90% (noventa por cento) do maior MUST contratado em caráter permanente no ano civil.
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eficiente no ponto de conexão. Sua cobrança, para o caso de distribuidoras, ocorre quando o
montante de uso verificado em um horário no ponto de conexão ultrapassa 110% do valor
contratado. Neste caso, a PIU é calculada multiplicando-se o montante que excede os 110% do valor
contratado por três vezes a tarifa de uso.
42. Há dois objetivos regulatórios na aplicação da PIU: (i) sinalizar à distribuidora que sua
contratação foi inadequada e que pode causar restrição de atendimento aos seus usuários, de forma
que eventuais ajustes nos MUST contratados devem ser realizados e (ii) permitir que o ONS
identifique que há uso superior ao contratado e avalie eventual necessidade de ampliações ou
reforços na região para garantir o atendimento aos usuários.
43. A Equatorial alega que a aplicação da PIU neste caso não atende a finalidade de
sinalizar a contratação inadequada do MUST e, tampouco, sinalizar corretamente ao ONS a
necessidade de expansão. A Equatorial ficou exposta ao pagamento da PIU por conta da
transferência do MUST contratado de uma subestação para outra, mas o suprimento à sua demanda
continuou a ser realizado pela primeira subestação. Entende a empresa que, portanto, foi realizada
uma apuração virtual da ultrapassagem na primeira subestação, já que o MUST contratado nela foi
zerado e transferido para a segunda subestação.
44. Em uma primeira análise, entendi razoável a alegação da Equatorial. Ponderei que a
ANEEL não deveria aplicar a PIU sem que o objetivo finalístico da norma fosse alcançado.
45. Contudo, após o complemento da análise pela SRT20, cheguei à outra conclusão.
46. A REN 666 cuidou de ofertar prazo para o acessante da rede alterar o montante de uso
de forma tempestiva. No caso, a Equatorial poderia ter solicitado o aumento do MUST, no tamanho
que ela avaliava adequado para o atendimento de seu mercado na SE Boa Esperança com
antecedência de 90 dias21 em relação à data do aumento pretendido. Exercendo essa opção, a
20 Nota Técnica nº 3/2022–SRT/ANEEL, Sicnet: 48552.000028/2022-00.
21 Resolução Normativa nº 666/2015:
"Art. 3º Os MUST de contratos em caráter permanente de unidades consumidoras e de distribuidoras poderão ser
aumentados mediante Parecer de Acesso específico. [...]
§2º A solicitação de aumento de MUST deve observar antecedência mínima de 90 (noventa) dias em relação à data de
início do aumento pretendido." (grifos adicionados)
9 de 11

empresa não estaria sujeita à PIU.
47. A Equatorial possui obrigação com o mercado dela. Neste caso, deveria ter requerido
o aumento do MUST na SE Boa Esperança para o atendimento desse mercado. Não feito tal
requerimento, ela fez uso da rede sem contratação associada, ou, visto de outra forma, em
montantes superiores ao contratado.
48. A eficiência de contratação não é medida somente pelo montante contratado, mas
também pelo período de contratação. No caso, verifica-se que a Equatorial não adotou as opções
regulatórias disponíveis para evitar a ultrapassagem do MUST contratado na SE Boa Esperança.
49. Conforme explica a SRT, "os incentivos normativos da aplicação da parcela de
ultrapassagem vão muito além de simplesmente evitar que ocorram sobrecargas na rede, mas
buscam garantir que a distribuidora realize sua contratação nos montantes adequados e em datas
compatíveis com a realidade, as quais devem ser perseguidas pela distribuidora no âmbito de sua
gestão."
50. Desta forma, julgo improcedente o pedido da Equatorial para o expurgo da PIU por
conta da ultrapassagem do MUST na SE Boa Esperança no mês de junho de 2020.
51. Por fim, acatando sugestão do Diretor Sandoval Feitosa realizada nas discussões da
Reunião Pública de Diretoria da ANEEL, entendo que a Superintendência de Fiscalização dos Serviços
de Eletricidade (SFE) deve abrir procedimento fiscalizatório para averiguar a ausência da análise
tempestiva do ONS à manifestação da Equatorial quando da emissão do TLR em desfavor da
concessionária.
III – DIREITO
52. Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e normativos: § 1º do art.
56 da Lei nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; arts. 4º e 12 do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de
outubro de 1997; arts. 39 e 48 da Norma de Organização ANEEL 001, aprovada pela Resolução
Normativa nº 273, de 10 de julho de 2007; nos arts. 1º, 3º e 19 da Resolução Normativa nº 666, de
23 de junho de 2015; e nos arts. 7º e 9º da Resolução Normativa nº 841, de 18 de dezembro de
10 de 11

2018.
IV – DISPOSITIVO
53. Diante do exposto, e o que consta do Processo nº 48500.001809/2021-87, voto por
conhecer e, no mérito, negar provimento ao Recurso Administrativo interposto pela Equatorial
Maranhão Distribuição de Energia S.A. em face do Despacho nº 1.468, de 24 de maio de 2021, para
anular o Termo de Liberação de Receita emitido em favor da transmissora Arteon Z2 referente a
instalações na subestação Boa Esperança II e afastar a aplicação da Parcela de Ineficiência por
Ultrapassagem por conta da ultrapassagem do Montante de Uso do Sistema de Transmissão na
subestação Boa Esperança no mês de junho de 2020; e por determinar à Superintendência de
Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE) a abertura de procedimento fiscalizatório para
averiguar a ausência da análise tempestiva do ONS à manifestação da Equatorial quando da emissão
do TLR em desfavor da concessionária.
Brasília, 8 de março de 2022.
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
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