DSP - DESPACHO 2410/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Nega conhecimento, por ser intempestivo, haja vista que interposto em face de ato normativo, de caráter geral e abstrato, do pedido de reconsideração interposto pela Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil - Eletrobras CGT Eletrosul, que estabelece as condições gerais para a incorporação das Demais Instalações de Transmissão - DIT no Ativo Imobilizado das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica; determina a transferência dos ativos listados em anexo à Celesc Distribuição S.A - Celesc, à Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A - EMS e à RGE Sul Distribuidora de Energia S.A - RGE na próxima Revisão Tarifária Periódica de cada Distribuidora, observando as disposições da Resolução Normativa ANEEL 916, de 23 de fevereiro de 2021, assim como que os pagamentos devidos pelas Distribuidoras à Transmissora ficam ajustados para o período determinado, contados a partir da data de transferência; e estabelece a identificação dos ativos listados em anexo que terão de ser transferidos da Transmissora - Eletrosul para a Distribuidora - Celesc D, em agosto de 2023 - "Trecho 2", assim como que os pagamentos devidos pela Distribuidora à Transmissora ficam ajustados para o periódo determinado, contados a partir da data de transferência.
Assunto: Negação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-16
Autor: ANEEL

29ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria,
Brasília, 10/08/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.004452/2014-60.
INTERESSADAS: Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A., Companhia de Geração e

Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil - Eletrobras CGT Eletrosul,
RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. e Celesc Distribuição S.A.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
ASSUNTO: Transferência de demais Instalações de Transmissão da Eletrobras CGT Eletrosul para
distribuidoras.
I. R E L A T Ó R I O
A Resolução Normativa ("REN") nº 758, de 2017, estabeleceu as condições gerais para a
incorporação de Demais Instalações de Transmissão ("DIT") ao Ativo Imobilizado das concessionárias do
serviço público de distribuição de energia elétrica. Em função do processo de consolidação normativa, a
REN nº 758, de 2017, foi substituída pela REN nº 916, de 2021.
2. O artigo 2º da referida norma estabeleceu que "As DIT listadas no Anexo serão
incorporadas ao Ativo Imobilizado das distribuidoras especificadas na sua primeira revisão tarifária
ordinária subsequente a 1º de janeiro de 2019". Portanto, diante desse comando normativo, é obrigatória
a transferência dos ativos listados no Anexo da REN nº 916, de 2021, para as distribuidoras de energia.
3. A REN nº 762, de 2017, definiu os critérios para o cálculo do custo de capital a ser
adicionado à Receita Anual Permitida ("RAP") de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei
nº 12.783, de 2013, em consonância com a Portaria MME nº 120, de 2016.
4. A REN nº 781, de 2017, excluiu ativos da CTEEP e da CEEE-GT presentes do Anexo da REN
nº 758, de 2017, e o renomeou para Anexo I. Essa exclusão foi motivada pelo fato de os ativos estarem
abrangidos pela Portaria MME nº 120, de 2016, ou serem impactados por ativos que estavam abrangidos
por esse normativo do Poder Concedente.

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5. A Portaria MME nº 120, de 2016, determinou que os valores ainda não amortizados, não
depreciados ou não indenizados nos ativos de transmissão que tiveram a concessão prorrogada, nos
termos da Lei nº 12.783, de 2013, passariam a compor a Base de Remuneração Regulatória ("BRR") das
transmissoras, e que o custo de capital seria adicionado às respectivas RAPs, ou seja, caso fosse mantida
a transferência desses ativos às distribuidoras, haveria necessidade de pagamento de indenização dessas
empresas à transmissoras.
6. A REN nº 810, de 2018, alterou o Anexo I da REN nº 758, de 2017, para excluir mais 2 (duas)
DIT da CTEEP da lista de ativos que deveriam ser transferidos às distribuidoras. Essa nova exclusão foi
motivada pela mesma razão das exclusões realizadas pela REN nº 781, de2017.
7. Em 16 de maio de 2018, a Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul
do Brasil - Eletrobras CGT Eletrosul, doravante denominada "Eletrosul", por meio da Carta nº CE DRP0098/2018, interpôs Pedido de Reconsideração para excluir parte de seus ativos que constam no Anexo I

da REN nº 758, de 2017, vigente à época e substituído pelo
Anexo I da REN nº 916, de 2021, com o mesmo teor.
8. De maneira geral, os argumentos da Eletrosul consistem no fato de esses ativos estarem
inseridos na Portaria MME nº 120, de 2016, e os impactos técnicos e operacionais decorrentes da
transferência de pequenos trechos de rede em um sistema interligado.
9. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição ("SRD"), por intermédio do
Ofício-Circular nº 06/2019-SRD/ANEEL, solicitou manifestação da Celesc Distribuição S.A. ("Celesc D") e
da Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A. ("EMS") sobre o pleito da Eletrosul, pois
essas são as empresas que utilizam exclusivamente os ativos em discussão e, portanto, seriam impactadas
pela desobrigação da transferência.
10. A Celesc D e a EMS, por meio das Cartas s/nº, de 25/03/2019, e ENERGISAMS/VPRANEEL/Nº028/2019, de 29/03/2019, respectivamente, apresentaram as respostas à SRD.
11. Em 9 de maio de 2019, por intermédio do Memorando nº 133/2019-SRD/ANEEL, a SRD
questionou a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira ("SFF") sobre o valor ainda não
amortizado dos ativos da Eletrosul objeto do Pedido de Reconsideração.

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12. Em 3 de fevereiro de 2020, a Celesc D, por meio da Carta s/nº, solicitou à SRD orientações
sobre o processo de incorporação de DIT da Eletrosul. A distribuidora apontou a exiguidade do prazo para
finalização da sua base de ativos a ser considerada na próxima revisão tarifária, que ocorrerá no corrente
ano, bem como relatou resistência da Eletrosul em dar prosseguimento ao processo de transferência, o
que teria sido justificado pela transmissora pelo fato de o presente Pedido de Reconsideração ainda não
ter sido deliberado pela ANEEL.
13. Em 1º de abril de 2020, a SFF, na forma do Ofício nº 124/2020-SFF/ANEEL, solicitou à
Eletrosul que indicasse no laudo de avaliação da sua base de ativos o valor ainda não amortizados das DIT
objeto do seu Pedido de Reconsideração.
14. A Eletrosul, mediante a Carta CE DRP-0138/2020, de 24 de agosto de 2020, relatou que a
Celesc D realizou contato objetivando avançar com o processo de transferência das DIT e, nesse sentido,
solicitou que o seu Pedido de Reconsideração fosse apreciado pela ANEEL, para que pudesse definir quais
instalações deverão, de fato, ser incorporadas pela Distribuidora.
15. Em 21 de setembro de 2020, realizou-se reunião virtual entre a SRD e a Celesc D para tratar
da incorporação das DIT da Eletrosul. De maneira geral, a Distribuidora apontou a exiguidade do prazo
para a finalização desse processo e solicitou orientação da SRD sobre os próximos passos.
16. Em 23 de setembro de 2020, realizou-se reunião virtual entre a Eletrosul, a SFF, a SRD, a
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição ("SCT") e a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão ("SRT"), para tratar da lista de ativos a serem
transferidas da Transmissora para as distribuidoras.
17. De maneira geral, a Eletrosul reiterou os termos do respectivo Pedido de Reconsideração,
tendo as Unidades Organizacionais da ANEEL destacado que a inclusão de novos ativos da Eletrosul a
serem incorporados pelas distribuidoras pode trazer benefícios ainda maiores do que a transferência
exclusiva daqueles constantes no Anexo I da REN nº 758, de 2017.
18. Em 4 de fevereiro de 2021, as Superintendências SRD, SFF, SCT e SRT, conjuntamente, por
intermédio da Nota Técnica nº 0006/2021-SRD/SFF/SCT/SRT/ANEEL, analisaram o presente processo,
recomendando, ao final, que a Diretoria Colegiada da ANEEL determinasse a transferência dos ativos para

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a Celesc D, a EMS e a RGE na próxima revisão tarifária ordinária de cada Distribuidora, observando as
disposições da REN nº 758, de 2017 (vigente à época e atualmente substituída pela REN nº 916, de 2021).
19. Em 18 de fevereiro de 2021, o Processo foi a mim distribuído.
20. Em 23 de fevereiro de 2021, a Eletrosul, nos termos da Carta CE DRP-0049/2021,
apresentou manifestações complementares à supramencionada Nota Técnica conjunta.
21. Em 8 de abril de 2021, a Celesc D manifestou-se nos autos apresentando, entre outros
aspectos, proposta de cronograma para incorporação das DIT ao Ativo Imobilizado das concessionárias
do serviço público de distribuição de energia elétrica.
22. O processo em epígrafe foi inscrito na 17ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, realizada
em 18 de maio de 2021, contudo, não foi deliberado em decorrência de pedido que fiz para retirada de
pauta.
23. Em 19 de maio de 2021, houve a realização de reunião com representante legais da
Eletrosul, oportunidade em que houve apresentação técnica sobre o Pedido de Reconsideração em
apreço.
24. Em 7 de junho de 2021, realizou-se reunião com a participação de representantes legais,
tanto da Eletrosul, quanto da Celesc D, sobre a presente demanda.
25. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
26. O processo versa sobre a transferência de DIT da Eletrosul para as distribuidoras Celesc D,
EMS e RGE, bem como análise do Pedido de Reconsideração interposto pela Eletrosul, para fins de excluir
parte dos ativos que constam do Anexo da REN nº 758, de 2017.
27. Cabe esclarecer que, após o recebimento do pedido ora analisado, a REN nº 758, de 2017,
foi revogada e substituída pela REN nº 916, de 2021, em decorrência do processo de melhoria dos textos
normativos em andamento na Agência. Considerando que a norma revogada e a REN nº 916, de 2021,

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têm o mesmo teor no mérito, analiso o pedido à luz da REN nº 916, de 2021, embora o pleito original cite
expressamente a já revogada REN nº 758, de 2017.
28. Encaminho Decisão no sentido de:
(i) NÃO CONHECER,
haja vista que interposto em face de ato normativo, de caráter geral e
abstrato, do Pedido de Reconsideração interposto pela Companhia de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil - Eletrobras CGT Eletrosul ("Eletrosul"),
em face da Resolução Normativa ("REN") nº 916, de 2021, que estabelece as condições
gerais para a incorporação das Demais Instalações de Transmissão ("DIT") ao Ativo
Imobilizado das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, e
por ser intempestivo;
(ii) DETERMINAR a transferência dos ativos listados em anexo à Celesc Distribuição S.A.
("Celesc D"), à Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A. ("EMS") e à
RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. ("RGE") na próxima Revisão Tarifária Periódica de
cada Distribuidora, observando as disposições da REN nº 916, de 2021, assim como que
os pagamentos devidos pelas Distribuidoras à Transmissora ficam ajustados para 30
(trinta) dias, contados a partir da data de transferência;
(iii) ESTABELECER a identificação dos ativos que terão de ser transferidos da Transmissora
("Eletrosul") para a Distribuidora ("Celesc D"), em agosto/2023 ("Trecho 2"), conforme
Anexo a este Voto, assim como que os pagamentos devidos pela Distribuidora à
Transmissora ficam ajustados para 30 (trinta) dias, contados a partir da data de
transferência; e
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de
(iv) DETERMINAR que a
Transmissão e Distribuição ("SCT") analise os pleitos formalizados pela Eletrosul, por
meio das Cartas CE ARN-0209/2013, de 20/11/2013, e CE AGP-0064/2015, de
15/12/2015, ambas juntadas ao Processo nº 48500.004616/2010-25, com a devida
instrução processual para deliberação dessa demanda.
II.1 – Admissibilidade

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29. Nos termos do artigo 50 da REN nº 273, de 2007, que disciplina o processo administrativo
na ANEEL, é cabível Pedido de Reconsideração contra as decisões adotadas pela Diretoria em única
instância, aplicando-se, no que couberem, as regras referentes ao Recurso e, portanto, tem de ser
interposto (art. 48) no prazo de 10 (dez) dias.
30. A REN nº 758, de 2017, foi publicada no Diário Oficial da União ("DOU") de 13/02/2017
(segunda-feira). Dessa forma, o prazo recursal iniciou em 14/02/2017 (terça-feira) e terminou em
23/02/2017 (quinta-feira). Ocorre, porém, que Pedido de Reconsideração da Eletrosul foi recebido na
ANEEL no dia 22/05/2018, ou seja, mais de 15 (quinze) meses após a publicação da REN nº 758, de 2017,
e mais de 30 (trinta) dias após a publicação da REN nº 810, de 2018, razões pelas quais não deve ser
conhecido, uma vez que interposto intempestivamente.
31. Ademais, nos termos do artigo 43, inciso IV, da REN nº 273, de 2007, o Recurso e/ou Pedido
de Reconsideração não será conhecido, quando interposto contra ato normativo, de caráter geral e
abstrato, editado pela ANEEL.
32. A REN nº 758, de 2017, é ato normativo, que estabelecia as condições gerais para a
incorporação das DIT ao ativo imobilizado das concessionárias do serviço público de distribuição de
energia elétrica, o que enseja o não conhecimento da referida peça recursal. Hoje, tal assunto é
disciplinado na REN nº 916, de 2021.
II.2 – Mérito
33. Os 2 (dois) critérios adotados, para identificar as instalações a serem transferidas para as
distribuidoras, são que estas: (i) sejam de uso exclusivo da distribuidora; e (ii) não estejam abrangidas
pela Portaria MME nº 120, de 2016, que homologa os valores a serem indenizados dos ativos das DIT
enquadradas na Lei nº 12.783, de 2013.
34. Nos termos da instrução processual, ressalte-se que as áreas técnicas apresentam, com o
que concordo, benefícios na transferência de DIT das transmissoras para as distribuidoras, conforme se
depreende do seguinte trecho da Nota Técnica nº 0006/2021-SRD/SFF/SCT/SRT/ANEEL:
19. Inicialmente, importa relembrar os benefícios da transferência de DIT das transmissoras
para as distribuidoras. A existência das DIT faz com que entre o sistema de transmissão e o usuário

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final existam trechos de rede sobre os quais as distribuidoras não podem executar plenamente suas
atividades. Nesses casos, para cumprir as obrigações impostas pelo contrato de concessão, as
distribuidoras se veem dependentes de entes que fazem o planejamento centralizado e das
transmissoras executarem obras em âmbito de distribuição.
20. Logo, uma parcela da atividade de distribuição é executada por outros, embora a
responsabilidade recaia exclusivamente sobre as distribuidoras. Assim, fica reduzida a liberdade
para planejar e operar os ativos, que as distribuidoras precisam usufruir para cumprir as obrigações
impostas pelo contrato de concessão.
21. O resultado pode prejudicar a adequada prestação dos serviços aos usuários finais. Para
realizar o atendimento a uma nova carga, por exemplo, as distribuidoras dependem da emissão de
autorização específica para que a transmissora realize reforço na DIT acessada. Em muitos casos, o
prazo para que isso ocorra é superior aos estabelecidos na REN nº 414/2010, aos quais a
distribuidora deve se submeter.
22. Foi a constatação dessa realidade que levou a ANEEL a estudar a necessidade de
estabelecer critérios para a transferência dessas instalações das transmissoras para as
distribuidoras. Esse processo seguiu o rito da Agência para emissão de um regulamento setorial, o
que culminou com a emissão da REN nº 758/2017.
35. Frise-se que a REN nº 916, de 2021, possibilita também a transferência de DIT não listadas
no Anexo da citada Resolução Normativa, mediante acordo entre as partes.
36. Ocorre que, embora conste do Anexo da REN nº 916, de 2021, instalações a serem
transferidas compulsoriamente às distribuidoras, registre-se que o Voto condutor da Resolução
Normativa nº 758, de 2017, (que precedeu a REN nº 916, de 2021) apontou para a possibilidade de ajustes
na lista, especialmente em razão da indisponibilidade de informações que poderiam implicar a presença
de instalações que não se enquadrariam nos critérios para tanto:
36. Por essa razão, propõe-se manter um rol exaustivo no anexo. Mas, com isso, por questões
de indisponibilidade de informações, há o risco de que, no Anexo, constem instalações que não
deveriam estar lá, ou não ter incluído algum ativo indevidamente, considerando os critérios que se
desejava inicialmente. Assim, a ANEEL poderá avaliar a determinação ou dispensa de
incorporação de DIT, independentemente de as instalações estarem listadas no Anexo, de acordo
com os critérios que levaram à publicação da norma. (Grifos acrescidos)
37. Esse regulamento elencou um conjunto de ativos classificados como DIT que deveriam ser
obrigatoriamente transferidos das transmissoras para as distribuidoras de energia elétrica, conforme o
que dispõe o caput do artigo 1º, e normatizou a transferência de DIT decorrente de acordo entre os
agentes, nos termos do § 2º desse artigo:
Art. 1º Estabelecer, na forma desta Resolução, as condições gerais para a incorporação das Demais
Instalações de Transmissão – DIT listadas no Anexo ao Ativo Imobilizado pelas concessionárias do
serviço público de distribuição de energia elétrica. [...]

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§ 2º As DIT não listadas no Anexo podem ser transferidas a qualquer tempo mediante acordo entre
a transmissora proprietária da instalação e uma distribuidora conectada, situação na qual a
transferência deve ser submetida para prévia anuência da ANEEL.
38. Pelo histórico desse processo, conforme apontado pelas áreas técnicas, depreende-se que
a transferência de DIT das transmissoras para as distribuidoras de energia elétrica decorrente de acordo
entre as partes já era possível havia bastante tempo, ou seja, a intenção normativa com a inserção do §
2º não foi a de excluir a possibilidade daquelas instalações que não constassem do Anexo das REN nº 758,
de 2017, REN nº 916, de 2021, e que não fossem objeto de acordo entre as partes.
39. Portanto, sempre houve a preocupação com instalações que não estivessem elencadas no
regulamento, mas que poderiam ser transferidas visando benefícios sistêmicos. Mais ainda, analisou-se a
situação de a ANEEL determinar a incorporação de outras DIT, desde que atendessem aos critérios que
levaram à publicação da norma.
40. Desta maneira, tem-se que a REN nº 758, de 2017, ao trazer um rol de ativos que devem
ser transferidos, não vedou que a ANEEL decida por transferir outras DIT não listadas na Resolução. A
norma cria obrigação de transferência, pré-estabelecendo um rol de instalações que deve ser transferido
em determinada data, definindo condições e responsabilidades; o que também permanece válido para a
norma vigente, a REN nº 916, de 2021.
41. Em resposta ao Ofício-Circular nº 06/2019-SRD/ANEEL, a Celesc D manifestou-se no sentido
de que as DIT da Eletrosul deveriam ser mantidas no Anexo da REN nº 916, de 2021, para serem
obrigatoriamente transferidas pela transmissora. Mais ainda, em reunião realizada com a SRD no dia
21/09/2020, a Distribuidora mostrou concordância com a visão de que deveria ser transferido máximo
possível de ativos, desde que respeitadas algumas limitações financeiras.
42. Reitere-se quanto à EMS, especificamente em sua resposta ao Ofício-Circular nº 06/2019SRD/ANEEL, que a Distribuidora se posicionou no sentido de que a incorporação das
SE DOURADOS SANTA CRUZ, LT 138 KV D. DAS NAÇÕES/IVINHEMA, LT 138 KV IVINHEMA/IVINHEMA 2, LT
138 KV IVINHEMA 2/NOVA ANDRADINA, LT 138 KV IVINHEMA 2/P.PRIMAVERA e LT 13 KV NOVA
ANDRADINA/P.PRIMAVERA traria riscos de segurança operativa, bem como riscos relacionados às equipes
de manutenção. A EMS alegou que a divisão operacional e de manutenção de uma mesma LT com padrões
de manutenção e comunicação operacional diferentes leva a esses riscos.

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43. Sobre essa manifestação, as áreas técnicas (SRD, SFF, SCT e SRT) manifestaram-se, com o
que concordo, que a transferência de todos os ativos das LTs em questão resolve os riscos apontados.
Adicionalmente, registre-se que a EMS se manifestou favoravelmente à incorporação do bay 138 kV da
interligação DOURADOS/DOURADOS SANTA CRUZ C-2 TRAFO 2 Eletrosul situado na SE DOURADOS SANTA
CRUZ. Segundo a Distribuidora, essa já detém os bays dos TRAFOS 01, 03 e 04 e a incorporação do bay do
TRAFO 2 propiciaria maior coerência, segurança operacional e facilidade de manutenção dos ativos.
44. A SE DOURADOS SANTA CRUZ está listada no Anexo da REN nº 916, de 2021. Portanto,
todos os ativos dessa SE de propriedade da Eletrosul devem ser transferidos à EMS, atendendo-se o pleito
da referida Distribuidora.
II.2.1 – Pedido de Reconsideração interposto pela Eletrosul
45. O pleito da Eletrosul também não questiona o mérito da REN nº 916, de 2021, mas apenas
a relação de ativos listados no seu Anexo. Assim, em que pese o não conhecimento da peça recursal, haja
vista se tratar de Pedido de Reconsideração interposto extemporaneamente, assim como porque
manejado em face de ato normativo, de caráter geral e abstrato, entende-se oportuna a apreciação de
mérito, no sentido de avaliar a possibilidade de se determinar, de ofício, a transferência de DIT da
Eletrosul para as distribuidoras.
46. A Eletrosul pugna pela exclusão alguns ativos do Anexo da REN nº 916, de 2021,
fundamentalmente por 2 (duas) razões: (i) parte desses ativos está abrangida pela Portaria MME nº 120,
de 2016; e (ii) impacto técnico e operacional que a transferência de pequenos trechos de linha pode
ocasionar em outros ativos não transferidos às distribuidoras.
47. Atinente ao primeiro aspecto, reconhece-se que esse foi um dos critérios adotados na
elaboração das REN nº 758, de 2017, e nº 916, de 2021, para desobrigação de transferência. Naquele
momento, buscou-se listar no Anexo do regulamento apenas os ativos que estivessem totalmente
amortizados, depreciados ou indenizados, uma vez que ainda não estava definida a forma de calcular
eventuais valores residuais.
48. Os ativos abrangidos pela Portaria MME nº 120, de 2016, não foram incluídos no Anexo das
REN nº 758, de 2017, e nº 916, de 2021, em virtude de a indenização devida pela distribuidora à

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transmissora ter potencial de impacto negativo aos agentes, ainda não mensurável àquela época. Como
se buscava garantir que esse impacto fosse baixo e a definição da forma de calcular os valores indenizáveis
ainda não estava finalizada, optou-se corretamente por não tratar desses ativos naquele momento.
49. Ocorre, porém, que em 21 de fevereiro de 2017, emitiu-se a REN nº 762, de 2017, que
definiu os procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à
RAP de cada transmissora abrangida pela Lei nº 12.783, de 2013, em consonância com a Portaria MME nº
120, de 2016. Aquele normativo tornou possível definir o respectivo valor de indenização pela
transferência de DIT, possibilitando conhecer os valores de indenização cabíveis em cada caso concreto,
razão pela qual fica indeferida a pretensão recursal.
50. Quanto ao segundo argumento interposto, a Eletrosul apontou que a impossibilidade de
transferir toda a linha também decorreria do fato de alguns trechos estarem abrangidos pela Portaria
MME nº 120, de 2016. De toda forma, também há casos de torres com circuito duplo, em que consta
apenas um dos circuitos na REN nº 916, de 2021, para ser transferido, isto é, 2 (dois) agentes de segmentos
diferentes (transmissão e distribuição) operariam o mesmo conjunto de torres, representando
complexidade técnica e operacional.
51. Feita a contextualização acerca desse segundo ponto, urge examinar se a transferência das
instalações é oportuna do ponto de vista técnico e se é viável financeiramente.
II.2.1.1 – Impactos técnicos e operacionais da transferência de apenas alguns pequenos trechos de rede
52. Segundo a Eletrosul, os impactos técnicos e operacionais decorrentes da transferência de
apenas alguns pequenos trechos de rede podem ser divididos em 3 (três) aspectos, quais sejam: (i) casos
em que um terminal mais os ramais do seccionamento seriam transferidos às distribuidoras; (ii) situações
que envolvem a transferência de apenas um circuito de linha em circuito duplo; e (iii) a LT 138 kV
IVINHEMA 2-PORTO PRIMAVERA foi seccionada na SE NOVA ANDRADINA, resultando nas linhas NOVA
ANDRADINA-IVINHEMA 2 e NOVA ANDRADINA-PORTO PRIMAVERA, e não consta mais da relação de
ativos do último ciclo.
53. Com relação ao primeiro grupo, a transmissora alega que as instalações relacionadas no
Anexo da REN nº 916, de 2021, se referem apenas aos ramais de LT autorizados por meio de reforços nas

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instalações e que os demais ativos das linhas de transmissão não poderiam ser transferidos, porque estão
abrangidos pela Portaria MME nº 120, de 2016.
54. A Recorrente apresenta, ainda, que se for mantida a obrigatoriedade na transferência
apenas dos trechos atualmente listados, a Eletrosul ficaria responsável por um terminal e quase a
totalidade da linha, enquanto a distribuidora ficaria responsável pelo outro terminal, resultando em uma
linha com ativos pertencentes a proprietários distintos.
55. O referido argumento foi criteriosamente analisado, com o que concordo, em trecho da
Nota Técnica nº 0006/2021-SRD/SFF/SCT/SRT/ANEEL abaixo transcrito:
51. Com efeito, a situação de ativos de uma mesma linha operados e mantidos por agentes
diferentes não é o melhor arranjo, ainda mais no caso ora analisado em que os agentes pertencem
a segmentos diferentes. É fato que os padrões de atuação das empresas de distribuição e de
transmissão são diferentes, o que indica que, nesse caso, a operação de fragmentos da linha por
uma empresa pode afetar o desempenho da outra empresa no restante da linha.
52. Desse modo, é desejável que os ativos aqui compreendidos sejam operados por uma única
empresa. Embora a Eletrosul queira deter o ativo, não se pode esquecer que se tratam de ativos de
distribuição e afetam unicamente o serviço prestado pela Celesc. Portanto, é a distribuidora o ente
que mais detém conhecimento e interesse na boa operação do ativo, além de possuir escala
operacional para efetuar a operação e manutenções com maior eficiência.
53. Conforme os princípios que nortearam a publicação da REN nº 758/2018, é a distribuidora
o ente mais especializado e adequado na operação de redes nesse nível de tensão. Caso o ativo
seja mantido com a transmissora, eventuais melhorias e reforços devem ser previamente
autorizados, em um processo que passa pelo planejamento centralizado e que depende de aval da
ANEEL.
54. Além disso, a manutenção dos ativos pela distribuidora mostra-se a opção mais eficiente.
Primeiro porque os ativos de propriedade da transmissora têm níveis de exigência maiores,
compatíveis com os blocos de energia de transmissão. Ou seja, expansões e melhorias em
instalações de transmissão classificadas como DIT tendem a demandar custos maiores pelo fato de
pertencerem a uma transmissora, submetida a critérios operativos diferenciados, algo sanável com
a transferência para a distribuidora. Adicionalmente, por terem menores ganhos de escala em nível
de distribuição, as transmissoras tendem a operar com custos maiores do que as distribuidoras
nesses ativos, refletindo custos operacionais maiores repassados às tarifas finais.
55. Adicionalmente, há de se ressaltar que, como os processos de melhoria e reforços na
distribuição são, normalmente, mais ágeis do que os da transmissão, julga-se que eventuais riscos
de falhas nesse nível de tensão ficam reduzidos com a operação pela distribuidora. Não que a
transmissora seja incapaz ou menos competente para operar o ativo, mas pelo fato de o ambiente
e normas sob as quais atuam não condizem com a agilidade necessária para níveis mais baixos de
tensão, compatíveis com a distribuidora.
56. Em suma, a transferência do ativo para a distribuidora tende a melhorar a prestação dos
serviços aos usuários finais, bem como reduzir os custos repassados à tarifa, razões pelas quais se
entende oportuna a transferência dos ativos em questão para a Celesc.

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56. O segundo aspecto refere-se às instalações a serem transferidas à Celesc D, em que apenas
1 (um) circuito de uma LT de circuito duplo passaria ao controle da Distribuidora. A Eletrosul alega que a
operação de 2 (dois) circuitos de uma mesma torre por agentes diferentes propicia riscos de segurança às
instalações e aos funcionários, com o que se concorda. Ocorre, porém, que esses riscos são superados
e/ou minimizados mediante a transferência do circuito dessas linhas ainda não contempladas no Anexo
da REN nº 916, de 2021, razão pela qual se determina a transferência dessas instalações da Eletrosul para
a Celesc D.
57. No que tange ao terceiro argumento, registre-se que a LT 138 kV IVINHEMA 2-PORTO
PRIMAVERA foi seccionada na SE NOVA ANDRADINA, resultando nas linhas NOVA ANDRADINA-IVINHEMA
2 e NOVA ANDRADINA-PORTO PRIMAVERA, e a Recorrente alega que as linhas resultantes estão
abrangidas pela Portaria MME nº 120, de 2016.
58. Portanto, tem-se que a solução para superar os riscos atinentes à transferência de apenas
pequenos trechos de LT consiste na necessidade de transferência das linhas NOVA ANDRADINAIVINHEMA 2 e NOVA ANDRADINA-PORTO PRIMAVERA da Eletrosul para a Celesc D, até mesmo porque
essas linhas resultantes do seccionamento já constam do Anexo da REN nº 916, de 2021.
59. A SFF analisou tecnicamente a matéria, sob a ótica econômico-financeira, e não apresentou
qualquer óbice à transferência das DIT, consoante abordagem realizada neste Voto.
II.2.3 – SE Garopaba e do seccionamento da LT 138 kV Palhoça – Jorge Lacerda A
60. A Nota Técnica nº 0006/2021-SRD/SFF/SCT/SRT/ANEEL apresenta que, por meio da
Resolução Autorizativa ("REA") nº 2.879, de 2011, a Eletrosul foi autorizada a implantar reforços em
instalações de transmissão sob sua responsabilidade, incluindo o seccionamento da da LT 138 kV Palhoça
– Jorge Lacerda A na SE Garopaba. Para a execução do seccionamento era necessária a implantação da SE
Garopaba pela Celesc D, o que ainda não ocorreu.
61. A REN nº 916, de 2021, determinou a transferência da SE Garopaba, da LT 138 kV Palhoça
- Garopaba e da LT 138 kV Garopaba - Jorge Lacerda A da Eletrosul para a Celesc D,
razão pela qual os ativos envolvidos fazem parte da presente análise.

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62. Tendo em vista que a SE Garopaba e o seccionamento da LT 138 kV Palhoça –
Jorge Lacerda A ainda não foram implantados, deve ser realizado ajuste na lista de ativos a serem
transferidos pela Eletrosul, com a exclusão da SE Garopaba, da LT 138 kV Palhoça - Garopaba e da LT 138
kV Garopaba - Jorge Lacerda A da Eletrosul. Complementarmente, deve ser incluída a LT 138 kV Palhoça
– Jorge Lacerda A.
63. Adicionalmente, a Eletrosul solicita a revogação do item II do artigo 1º da REA nº 2.879, de
2011, relativo ao seccionamento da LT 138 kV Palhoça / Jorge Lacerda A, na
SE Garopaba, eximindo-se da responsabilidade pela execução destes reforços, e a Distribuidora passa a
ser responsável pela execução das obras necessárias na região para o atendimento do seu mercado.
64. Isto posto, determina-se que a SCT analise os pleitos formalizados pela Eletrosul, por meio
das Cartas CE ARN-0209/2013, de 20 de novembro de 2013, e CE AGP-0064/2015, de 15 de dezembro de
2015, ambas juntadas ao Processo nº 48500.004616/2010-25, com a devida instrução processual para
deliberação dessa demanda.
II.2.4 – Considerações finais
65. As limitações presentes à época da emissão da REN nº 758, de 2017, para transferência de
ativos abrangidos pela Portaria MME nº 120, de 2016, foram superadas.
66. O Pedido de Reconsideração interposto pela Eletrosul, em face da REN nº 758, de 2017,
atualmente a REN nº 916, de 2021, deve ser indeferido. A inclusão de novas instalações a serem
transferidas da Eletrosul para a Celesc D implicará maiores benefícios aos consumidores da Distribuidora,
razão pela qual a ANEEL determina a transferência desses novos ativos, nos termos da REN nº 916, de
2021.
67. A Eletrosul, por meio da Carta CE DRP-0049/2021, apresentou manifestação complementar
nos autos, expondo, entre outros aspectos, que no Anexo da referida Nota Técnica são indicados ativos
em instalações de Rede Básica de Fronteira, o que deveria ser revisto por contrariar o artigo 1º, § 1º, da
REN nº 916, de 2021:

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Art. 1º
(...)
§ 1º A incorporação a que se refere este artigo abrange os ativos de propriedade de concessionárias
de transmissão, não sendo objeto de incorporação as DIT de uso de centrais geradoras ou de
consumidores livres ou as localizadas em subestações de Rede Básica de Fronteira. (Grifos
acrescidos)
68. Assiste razão à Eletrosul, porquanto as instalações em subestações de fronteira foram
objetivamente referenciadas na REN nº 916, de 2021, no sentido de que as DIT localizadas em subestações
de Rede Básica de Fronteira não devem ser incorporadas pelas distribuidoras.
69. Assim, devem ser excluídos todos os ativos em instalações de Rede Básica de Fronteira,
sendo essas as edificações: BIGUACU, BLUMENAU, ITAJAI, JOINVILLE, J. LACERDA-A e PALHOCA ESU, ou
seja, firma-se o comando regulatório de que Linhas, Subestações e equipamentos menores que 230 kV da
Eletrosul, devem ser transferidos às distribuidoras, com exceção das entradas de linhas e equipamentos
que estejam no pátio das SEs de Fronteira.
70. Ademais, tem-se que também não serão objeto de incorporação as DIT de uso de centrais
geradoras, razão pela qual se retifica parcialmente os ativos listados na Nota Técnica nº 0006/2021SRD/SFF/SCT/SRT/ANEEL.
71. Destaque-se que em reunião realizada em 21/09/2020 entre a SRD e a Celesc D, a
Distribuidora apresentou manifestação de concordância com a incorporação do máximo possível de
ativos, todavia deveria haver limitação para o pagamento de indenizações. Nesse cenário, a Celesc D
sugeriu à SRD o parcelamento para o pagamento das indenizações.
72. Por sua vez, nos termos da Nota Técnica nº 0006/2021-SRD/SFF/SCT/SRT/ANEEL,
apresentou-se à Distribuidora que o valor a indenizar deve ser pago, com fulcro no artigo 6º da REN nº
758, de 2017, ou seja, em até 30 (trinta) dias após a Revisão Tarifária Periódica ("RTP") da Celesc D. Nesta
linha, a incorporação dos ativos deve ocorrer quando da RTP, tendo a Distribuidora aquele prazo para
indenizar a Eletrosul.
73. Atinente a esse entendimento consignado na supracitada Nota Técnica conjunta, a Celesc
D, por instrumento da Carta s/nº, protocolizada na ANEEL em 8 de abril de 2021, manifestou-se nos autos
apresentando proposta alternativa, consistente em se estabelecer um cronograma para incorporação das
DIT ao Ativo Imobilizado em Serviço da Celesc D, o que restou assim consignado pela Distribuidora:

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Adicionalmente, do ponto de vista técnico, a incorporação desses ativos por parte da Celesc D. não
pode se dar de forma imediata, dado o volume de ativos, trazidos na NT 06/2021, que serão
incorporados, no caso de linhas de alta tensão (739 km elétricos) representam 15,1% do total das
linhas existentes. Esse volume gera a necessidade de ampliação das equipes especializadas para
efetuar a manutenção, além da alteração dos padrões operativos que divergem entre as empresas.
Portanto, a transferência dos ativos precisa ser escalonada.
Assim sendo, o escalonamento das transferências urge como possibilidade de garantia e adequação
da continuidade da prestação do serviço. Nesse sentido, em linha com a solicitação realizada, após
uma análise aprofundada dos aspectos técnicos e prezando pela prestação adequada dos serviços,
a Celesc D. propõe o seguinte cronograma para incorporação de ativos.
Destaca-se que o pagamento que era previsto condicionado a data de revisão tarifária, data que
ocorreria a transferência dos ativos, seria ajustado diante do prazo da efetiva transferência. Ou
seja, 30 dias a partir da data de transferência. [...]
74. Por sua vez, a Eletrosul diverge da proposta apresentada pela Distribuidora, consoante
argumentação acima já examinada.
75. O cerne das divergências refere-se ao quantitativo, especificação e cronograma de
transferências das DIT da Eletrosul para a Celesc D.
76. Desta feita, conforme anteriormente mencionado, houve a realização de reunião conjunta
com representantes legais da Eletrosul e da Celesc D, com o fito de mediar a divergência de entendimento
entre as Concessionárias, objetivando-se a composição entre as partes.
77. Após diversas interações entre as empresas, registre-se que houve flexibilizações de ambos
os lados, tanto pela Transmissora, quanto pela Distribuidora, porém sem efetivo consenso acerca da
individualização dos ativos e do cronograma de transferência das DIT da Eletrosul para a Celesc D. As
principais divergências entre as Concessionárias serão examinadas na sequência.
Proposta alternativa apresentada pela Eletrosul – SICnet nº 48513.016012/2021-00
78. A Eletrosul, por meio da Carta CE PRE-0074/2021, formalizou proposta de transferência de
DIT à Celesc D com segmentação em 2 (duas) etapas, como exposto abaixo:

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79. A Eletrosul expõe que esta seria uma proposta equilibrada em relação ao quantitativo de
ativos assumido ao longo dos anos, especialmente porque a Celesc D já atua no sistema de distribuição
com nível de tensão de 138 kV em todo o estado de Santa Catarina/SC, além de que as Subestações
existentes entre os trechos da Subestação Ilhota à Subestação Joinville (SE Piçarras, SE Cebrace, SE
Joinville SC, SE Araquari e SE Joinville GM) já são subestações de propriedade da própria Celesc D, cujas
instalações são operadas e mantidas pela Distribuidora.
80. A Celesc D, por sua vez, expõe que aceitaria a segmentação em 2 (duas) etapas, porém que
somente seria possível receber, no ano de 2021, as instalações localizadas entre as subestações Jorge
Lacerda A e Palhoça (trecho sul). Todas as demais instalações deveriam ser transferidas em 2023.
81. Subsidiariamente, a Eletrosul explicita que, ao limite, seria possível flexibilizar a proposta
acima apresentada, escalonando a transferência de DIT à Celesc D em 3 (três) etapas, abarcando os anos
de 2021, 2022 e 2023, e correspondentes trechos abaixo indicados:

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Proposta alternativa apresentada pela Celesc D – SICnet nº 48513.016202/2021-00
82. A Celesc D manifesta-se apresentando que sempre se manifestou favoravelmente à
transferência das DIT, atendendo à determinação regulatória, todavia sugerindo como premissa principal
a operacionalização das referidas DIT, de forma planejada e organizada, para que o consumidor não seja
prejudicado diante da continuidade da utilização dos ativos.
83. A Distribuidora acrescenta, do ponto de vista técnico, que a incorporação das DIT não
poderia ocorrer de forma imediata, especialmente diante do volume de ativos a serem transferidos pela
Eletrosul, ao passo em que assim se manifesta:
[...]. Considerando somente as linhas de alta tensão (739 km elétricos) a serem incorporadas, estas
representam 15,1% do total das linhas existentes na rede da Celesc D. Esse volume gera a
necessidade de ampliação das equipes especializadas para efetuar a manutenção e operação, além
da alteração dos padrões operativos que divergem entre as empresas. Desta forma, entende-se
que a transferência dos ativos deve ser escalonada.
No dia 04/06/2021 a Celesc D. e a CGT-Eletrosul realizaram uma reunião, a pedido da Transmissora,
com intuito de encontrar uma solução de consenso para a execução da transferência, basicamente
negociando uma outra forma de escalonamento. Importa destacar que algumas premissas foram
utilizadas para a discussão:
I. Considerando que a incorporação desses ativos por parte da Celesc D. deve partir de
valores já homologados no processo de revisão da CGT-Eletrosul, desse modo, já existe um laudo
de base de avaliação com os valores fiscalizados e homologados pela ANEEL;
II. A data de 24/04/2021, no caso das DITs, poderá ser estendida para uma data limite de
forma que se consiga alcançar o objetivo de incorporação desses ativos na revisão tarifária da

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Celesc D. que ocorrerá em 22 de agosto de 2021, sendo essencial a incorporação do trecho Sul;
III. Que a Transmissora terá um novo laudo em junho/2023, quando da sua nova revisão
tarifária, e que poderá utilizar tal peça contábil para definir os valores a serem pagos para os
trechos remanescentes. O uso do mesmo é entendido como fundamental visando o adequado
ressarcimento à Transmissora dos valores aplicados em investimento não amortizados, pelo fato
de contemplar os investimentos feitos desde a última fiscalização de Base de Remuneração;
IV. Que o pagamento à Transmissora referente a cada um dos trechos será feito 30 (trinta)
dias após a transferência de propriedade dos mesmos à Distribuidora, independente de quando
esta venha a se concretizar. [...]
84. Neste contexto, a Distribuidora reiteradamente explicita seu compromisso em contribuir,
da melhor forma possível, com a materialização da transferência das DIT, porém sempre para que tal
transição ocorra de maneira tecnicamente viável, segura e no menor prazo.
85. Imbuída desse espírito, a Celesc D explicitou em reunião realizada com a minha Assessoria
e diversas Unidades Organizacionais da ANEEL (SRD, SRT, SCT e SFF), assim como na presença de
representantes legais da Eletrosul, alternativamente, a proposta de um novo cronograma para as
transferências das DIT, que, por sinal, muito se assemelhou ao objeto delineado pela Transmissora.
86. A Celesc D manifesta-se apresentando a própria Figura trazida no posicionamento acima
trazido pela Eletrosul. Veja-se:
87. Ressalte-se, oportunamente, que a transferência do "Trecho 1" reflete solicitação da
própria Celesc D, de maneira que sua implementação ocorresse ainda no processo de RTP de agosto/2021
e, portanto, concatenando-se a necessidade de transferência das DIT com a incorporação na Base de
Remuneração e consequentes reflexos na Parcela "B" das tarifas da Distribuidora, por meio da Quota de

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Reintegração Regulatória ("QRR"), Remuneração de Capital e o Custo Anual das Instalações Móveis e
Imóveis ("CAIMI"), assim como a agregação ao cálculo dos custos operacionais de operação e manutenção
de tais ativos durante próximo ciclo tarifário.
88. Frise-se que para o "Trecho 2" também houve convergência entre a Transmissora
("Eletrosul") e a Distribuidora ("Celesc D") sobre a transferência de parte das DIT para agosto/2023, sendo
tais ativos deverão ser considerados no laudo de avaliação do próximo processo de revisão tarifária da
Transmissora para fins de valoração, indenização e cadastro destes ativos ao Ativo Imobilizado em Serviço
("AIS") da Distribuidora.
89. A Distribuidora requer que a transferência dos ativos que integram o "Trecho 3" ocorra
concomitantemente à transferência das DIT do Trecho 2, ou seja, ambas em agosto/2023, de maneira que
a Celesc D receberia tais ativos e ocorreria a conclusão de todo o processo de transferência das DIT, sendo
aqueles ativos valorados, consoante laudo de avaliação que será apresentado pela Transmissora quando
de sua revisão tarifária prevista para aquele momento.
Da síntese acerca da divergência de entendimento entre a Transmissora ("Eletrosul") e a Distribuidora
("Celesc D") e respectivo encaminhamento desta Relatoria
"Trecho 3"

90. A única divergência que persistiu refere-se ao sintetizado na Figura retro
apresentada, isto é, que não se tornou possível alcançar composição entre a Transmissora e Distribuidora,
conquanto esta Relatoria tenha coordenado e envidado esforços para o alcance de um entendimento
comum entre as partes.
91. Em suma, a Eletrosul requer, alternativamente, a transferência das DIT que integram o
Trecho 3 da Figura acima apresentada para o mês de agosto/2022, aduzindo, para tanto, que teria pouco
tempo para manter a estrutura operacional, bem como que, ao seu modo de ver, existe convergência de
operação técnica da Distribuidora.
92. Por sua vez, a Celesc D pugna para seja deferida a transferência dos ativos que compõem
o Trecho 3 concomitantemente à transferência das DIT do Trecho 2, ou seja, ambas em agosto/2023.
93. Entende-se que devem, ainda, serem melhor examinados e aprofundados os argumentos
apresentados, tanto pela Celesc D, quanto pela Eletrosul. Ocorre, porém, que inexiste tempo hábil para

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complementação da instrução processual, porquanto já estamos às vésperas da análise acerca da Revisão
Tarifária Periódica ("RTP") da Celesc D.
94. É questão incontroversa entre a Eletrosul e Celesc D que deve ocorrer a transferência das
DIT que integram o "Trecho 1", de maneira que sua implementação ocorra ainda no processo de RTP de
"Trecho 2",
agosto/2021, bem como quanto aos ativos listados no que ocorrerá apenas em 2023, quando
da revisão tarifárias da Eletrosul.
95. Assim, diante da carência probatória e necessidade de aprofundamento sobre as razões de
divergências entre a Transmissora e a Distribuidora, decide-se pelo encaminhamento de Voto parcial
desta demanda, ao passo em que se decidirá apenas sobre os ativos a serem transferidos e incorporados
que são incontroversos ("Trecho 1" e "Trecho 2"). Posteriormente, submeterei proposta de Voto acerca
dos demais ativos que integram o "Trecho 3", especialmente se esses têm de ser transferidos, tal qual
requerido pela Eletrosul (ano de 2022), ou mesmo, da maneira como pleiteada pela Celesc D (ano de
2023).
Tratamento tarifário para transferência e incorporação das DIT
96. Os procedimentos para transferência das Demais Instalações de Transmissão (DIT") ao
Ativo Imobilizado em Serviço ("AIS") das concessionárias do serviço público de distribuição estão
dispostos na Resolução Normativa ("REN") nº 916, de 2021.
97. No caso específico da transferência dos ativos da Eletrosul à Celesc D, em virtude da
proximidade da Revisão Tarifária Periódica ("RTP") da Distribuidora, cuja discussão está em andamento
por meio da Consulta Pública ("CP") nº 26, de 2021, e que é o momento em que a primeira parte dos
ativos serão transferidos ao AIS da Celesc D, faz-se necessário flexibilizar alguns dispositivos previstos no
regulamento, de forma a garantir eficácia do encaminhamento proposto.
98. Em primeiro lugar, o laudo de avaliação da distribuidora, protocolado na data de 24 de abril
de 2021, em atendimento aos Submódulos 2.3 e 10.1 do PRORET, não considerou as DIT a serem
incorporadas; disposição essa, prevista no artigo 3º da REN nº 916, de 2021.
99. Há, no entanto, possibilidade de tratamento excepcional nesse caso, haja vista que, em

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atendimento ao artigo 3º, § 3º, da REN nº 916, de 2021, as DIT foram avaliadas por empresa credenciada
pela ANEEL, de acordo com critérios estabelecidos no Submódulo 9.1 do PRORET, quando da revisão
periódica da Eletrosul, cujo resultado foi homologado pela ANEEL, por meio da Resolução Homologatória
("REH") nº 2.716, de 2020.
100. Considerando que a base líquida da Eletrosul foi aprovada pela REH nº 2.716, de 2020, é
possível definir os valores atinentes à indenização devida à concessionária de transmissão na primeira
etapa da transferência dos ativos, com as devidas atualizações e depreciação dos ativos, bem como
aqueles valores que serão somados às bases bruta e líquida da Distribuidora quando da homologação do
resultado de sua revisão tarifária em agosto de 2021.
101. No entanto, como a base de ativos da transmissora encontra-se na data-base de 31 de
janeiro de 2018, eventuais investimentos realizados após essa data não constarão do laudo já aprovado
pela ANEEL. Para esse caso, entende-se que sejam acrescidos à etapa de transferência das DIT, que
ocorrerá em 2023, o que será apurado após a elaboração do laudo de avaliação da transmissora para sua
revisão periódica, cuja data contratual é definida como sendo a data de 1º de julho de 2023.
102. Em 2021, além do acréscimo à Base de Remuneração Regulatória ("BRR") da Celesc D, dos
valores de base buta e líquida referentes aos ativos transferidos que servirão de base para o Cálculo do
Custo de Capital ("QRR + Remuneração") e Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis ("CAIMI"),
deverá ocorrer tratamento tarifário atinente aos custos operacionais necessários à operação e
manutenção de tais bens, seguindo os procedimentos e critérios estabelecidos nos regulamentos
vigentes.
103. Por outro lado, deverão ser realizados os ajustes na Receita Anual Permitida ("RAP") da
transmissora, de modo a excluir qualquer valor relativo aos bens que foram transferidos.
104. Adicionalmente, em virtude das etapas subsequentes de incorporação de ativos, em 2023,
ou em 2022 e 2023, serão definidos tratamentos excepcionais para a consideração dessas instalações na
receita requerida da distribuidora.
III. D I R E I T O

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105. A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares:
(a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Resolução Normativa ("REN") nº 68, de 2004;
(c) REN nº 916, de2021; e (d) Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição ("PRODIST").
IV. D I S P O S I T I V O
106. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004452/2014-60, voto por:
(i) NÃO CONHECER, haja vista que interposto em face de ato normativo, de caráter geral
e abstrato, do Pedido de Reconsideração interposto pela Companhia de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil - Eletrobras CGT Eletrosul
("Eletrosul"), em face da Resolução Normativa ("REN") nº 916, de 2021, que
estabelece as condições gerais para a incorporação das Demais Instalações de
Transmissão ("DIT") no Ativo Imobilizado das concessionárias do serviço público de
distribuição de energia elétrica, e por ser intempestivo;
(ii) DETERMINAR a transferência dos ativos listados em anexo à Celesc Distribuição S.A.
("Celesc D"), à Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A. ("EMS") e
à RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. ("RGE") na próxima Revisão Tarifária Periódica
de cada Distribuidora, observando as disposições da REN nº 916, de 2021, assim
como que os pagamentos devidos pelas Distribuidoras à Transmissora ficam
ajustados para 30 (trinta) dias, contados a partir da data de transferência;
(iii) ESTABELECER a identificação dos ativos que terão de ser transferidos da
Transmissora ("Eletrosul") para a Distribuidora ("Celesc D"), em agosto/2023
("Trecho 2"), conforme Anexo a este Voto, assim como que os pagamentos devidos
pela Distribuidora à Transmissora ficam ajustados para 30 (trinta) dias, contados a
partir da data de transferência; e
(iv) DETERMINAR que a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de
Transmissão e Distribuição ("SCT") analise os pleitos formalizados pela Eletrosul, por

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meio das Cartas CE ARN-0209/2013, de 20/11/2013, e CE AGP-0064/2015, de
15/12/2015, ambas juntadas ao Processo nº 48500.004616/2010-25, com a devida
instrução processual para deliberação dessa demanda.
Brasília, 10 de agosto de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor

29ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria,
Brasília, 10/08/2021
ANEXO 1: LISTA DE ATIVOS PARA TRANSFERÊNCIA DA ELETROSUL PARA A CELESC D
Ano de

Edificação Módulo UF Trecho
Transferência
EL 138 kV IMBITUBA LT 138 kV IMBITUBA /PAL.PINHEIRA
IMBITUBA SC 1 2021
C-1 SC
LT 138 kV

LT 138 kV IMBITUBA / J. LACERDA-A C-1 SC SC/SC 1 2021
IMBITUBA/J.LACERDA-A SC
LT 138 kV

IMBITUBA/PAL.PINHEIRA LT 138 kV IMBITUBA /PAL.PINHEIRA C- 1 SC SC/SC 1 2021
SC
LT 138 kV

PAL.PINHEIRA/PALHOCA LT 138 kV PAL.PINHEIRA /PALHOCA ESU C-1 SC SC/SC 1 2021
ESU SC
LT 138 kV PALHOCA ESU /

LT 138 kV PALHOCA ESU / J. LACERDA-A C-1 SC SC/SC 1 2021
J. LACERDA-A SC
EL 138 kV PAL.PINHEIRA LT 138 kV PAL.PINHEIRA
PAL.PINHEIRA SC 1 2021
/PALHOCA ESU C-1 SC
EL 138 kV PAL.PINHEIRA LT 138 kV IMBITUBA
PAL.PINHEIRA SC 1 2021
/PAL.PINHEIRA C-1 SC

| FLORIANOPOLIS | TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR3 SC | SC | 2 | 2023 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| FLORIANOPOLIS | TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR2 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR1 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | MG 138 kV FLORIANOPOLIS MG1 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | MC 69 kV TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR3 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | MC 69 kV TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR2 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | MC 69 kV TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR1 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | MC 138 kV TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR3 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | MC 138 kV TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR2 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | MC 138 kV TR 138/69 kV FLORIANOPOLIS TR1 SC | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | EL 69 kV FLORIANOPOLIS DIST2 | SC | 2 | 2023 |
| FLORIANOPOLIS | EL 69 kV FLORIANOPOLIS DIST1 | SC | 2 | 2023 |

EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV FLORIANOPOLIS
FLORIANOPOLIS SC 2 2023
/PALHOCA ESU C-2 SC
EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV FLORIANOPOLIS
FLORIANOPOLIS SC 2 2023
/PALHOCA ESU C-1 SC
EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV BIGUACU
FLORIANOPOLIS SC 2 2023
/FLORIANOPOLIS C-2 SC
EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV BIGUACU
FLORIANOPOLIS SC 2 2023
/FLORIANOPOLIS C-1 SC

de 4
Ano de

Edificação Módulo UF Trecho
Transferência
LT 138 kV

BIGUACU/ITAJAIFAZENDA LT 138 kV BIGUACU /ITAJAIFAZENDA C- 1 SC SC/SC 2 2023
SC
LT 138 kV

LT 138 kV BIGUACU /TIJUCAS C-1 SC SC/SC 2 2023
BIGUACU/TIJUCAS SC
LT 138 kV

LT 138 kV BLUMENAU /ILHOTA C-1 SC SC/SC 2 2023
BLUMENAU/ILHOTA SC
LT 138 kV CAMBORIU M.B.

LT 138 kV CAMBORIU M.B. /ITAJAI C-1 SC SC/SC 2 2023
/ITAJAI SC
LT 138 kV FLORIANOPOLIS

LT 138 kV FLORIANOPOLIS /PALHOCA ESU C-2 SC SC/SC 2 2023
/PALHOCA ESU SC
LT 138 kV FLORIANOPOLIS

LT 138 kV FLORIANOPOLIS /PALHOCA ESU C-1 SC SC/SC 2 2023
/PALHOCA ESU SC
LT 138 kV GASPAR/ILHOTA

LT 138 kV GASPAR /ILHOTA C-1 SC SC/SC 2 2023
SC
LT 138 kV ILHOTA/ITAJAI

LT 138 kV ILHOTA /ITAJAI C-1 SC SC/SC 2 2023
SC
LT 138 kV

LT 138 kV ITAJAI /ITAJAIFAZENDA C-1 SC SC/SC 2 2023
ITAJAI/ITAJAIFAZENDA SC
LT 138 kV

TIJUCAS/CAMBORIU M.B. LT 138 kV TIJUCAS /CAMBORIU M.B. C- 1 SC SC/SC 2 2023
SC
LT 138 kV CAMBORIÚ Futura LT 138 kV compreendida entre seccionamento da
SC/SC 2 2023
M.B/ITAJAÍ 2 SC LT Camboriú Morro do Boi – Itajaí e a SE Itajaí 2
LT 138 kV ITAJAÍ Futura LT 138 kV compreendida entre seccionamento da
SC/SC 2 2023
FAZENDA/ITAJAÍ 2 SC LT Itajaí Fazenda – Itajaí e a SE Itajaí 2
EL 138 kV TIJUCAS LT 138 kV TIJUCAS/CAMBORIU M.B. C-1
TIJUCAS SC 2 2023
SC

TIJUCAS EL 138 kV TIJUCAS LT 138 kV BIGUACU/TIJUCAS C-1 SC SC 2 2023

de 4
ANEXO 2:
LISTA DE ATIVOS PARA TRANSFERÊNCIA DA ELETROSUL PARA A EMS
Edificação Módulo UF
D.SANTA CRUZ EL 138 kV D. SANTA CRUZ LT 138 kV DOURADOS / D. SANTA CRUZ C-2 MS MS
LT 138 kV D.DAS NACOES /
LT 138 kV D.DAS NACOES / IVINHEMA C-1 MS MS/MS
IVINHEMA MS
LT 138 kV IVINHEMA /
LT 138 kV IVINHEMA / IVINHEMA 2 C-1 MS MS/MS
IVINHEMA 2 MS
LT 138 kV IVINHEMA 2 /
LT 138 kV IVINHEMA 2 / NOVA ANDRADINA C-1 MS MS/MS
NOVA ANDRADINA MS
LT 138 kV NOVA ANDRADINA /
LT 138 kV NOVA ANDRADINA / PORTO PRIMAVERA C-1 MS/SP MS/SP
PORTO PRIMAVERA MS/SP

de 4
ANEXO 3:
LISTA DE ATIVOS PARA TRANSFERÊNCIA DA ELETROSUL PARA A RGE
Edificação Módulo UF
ALEGRETE TR 69/13,8 kV ALEGRETE TR4 RS RS
ALEGRETE TR 69/13,8 kV ALEGRETE TR3 RS RS
ALEGRETE TR 69/13,8 kV ALEGRETE TF7 RS RS
ALEGRETE TR 138/69 kV ALEGRETE TR6 RS RS
ALEGRETE TR 138/69 kV ALEGRETE TR5 RS RS
ALEGRETE MG 138 kV ALEGRETE MG1 RS RS
ALEGRETE MC 69 kV TR 69/13,8 kV ALEGRETE TR4 RS RS
ALEGRETE MC 69 kV TR 69/13,8 kV ALEGRETE TR3 RS RS
ALEGRETE MC 69 kV TR 69/13,8 kV ALEGRETE TF7 RS RS
ALEGRETE MC 69 kV TR 138/69 kV ALEGRETE TR6 RS RS
ALEGRETE MC 69 kV TR 138/69 kV ALEGRETE TR5 RS RS
ALEGRETE MC 138 kV TR 138/69 kV ALEGRETE TR6 RS RS
ALEGRETE MC 138 kV TR 138/69 kV ALEGRETE TR5 RS RS
ALEGRETE MC 13,8 kV TR 69/13,8 kV ALEGRETE TR4 RS RS
ALEGRETE MC 13,8 kV TR 69/13,8 kV ALEGRETE TR3 RS RS
ALEGRETE
MC 13,8 kV TR 69/13,8 kV ALEGRETE TF7 RS RS
ALEGRETE IB 69 kV MG 138 kV ALEGRETE MG1 RS IB1 RS
ALEGRETE EL 69 kV ALEGRETE LT 69 kV MACAMBARA /ALEGRETE C-1 RS RS
ALEGRETE EL 69 kV ALEGRETE LT 69 kV HARMONIA /ALEGRETE C-2 RS RS
ALEGRETE EL 69 kV ALEGRETE LT 69 kV HARMONIA /ALEGRETE C-1 RS RS
ALEGRETE EL 69 kV ALEGRETE LT 69 kV ALEGRETE 2 /ALEGRETE C-1 RS RS
ALEGRETE EL 138 kV ALEGRETE LT 138 kV SANTA MARIA 3 /ALEGRETE C-1 RS RS
ALEGRETE EL 13,8 kV ALEGRETE DIST4 RS
ALEGRETE EL 13,8 kV ALEGRETE DIST3 RS
ALEGRETE EL 13,8 kV ALEGRETE DIST2 RS
ALEGRETE EL 13,8 kV ALEGRETE DIST1 RS