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 DRP-
0098/2018, 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/VPR-
ANEEL/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 
(iv) 
DETERMINAR que a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de 
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 06/2019-
SRD/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 ANDRADINA-
IVINHEMA 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 0006/2021-
SRD/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:

Pág. 15 de 23 
 
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:

Pág. 16 de 23 
 
 
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 
90. 
A única divergência que persistiu refere-se ao “Trecho 3” 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 
agosto/2021, bem como quanto aos ativos listados no “Trecho 2”, 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 
 
Edificação 
Módulo 
UF 
Trecho 
Ano de 
Transferência 
IMBITUBA 
EL 138 kV IMBITUBA LT 138 kV IMBITUBA /PAL.PINHEIRA 
C-1 SC 
SC 
1 
2021 
LT 138 kV 
IMBITUBA/J.LACERDA-A SC 
LT 138 kV IMBITUBA / J. LACERDA-A C-1 SC 
SC/SC 
1 
2021 
LT 138 kV 
IMBITUBA/PAL.PINHEIRA 
SC 
LT 138 kV IMBITUBA /PAL.PINHEIRA C- 1 SC 
SC/SC 
1 
2021 
LT 138 kV 
PAL.PINHEIRA/PALHOCA 
ESU SC 
LT 138 kV PAL.PINHEIRA /PALHOCA ESU C-1 SC 
SC/SC 
1 
2021 
LT 138 kV PALHOCA ESU / 
J. LACERDA-A SC 
LT 138 kV PALHOCA ESU / J. LACERDA-A C-1 SC 
SC/SC 
1 
2021 
PAL.PINHEIRA 
EL 138 kV PAL.PINHEIRA LT 138 kV PAL.PINHEIRA 
/PALHOCA ESU C-1 SC 
SC 
1 
2021 
PAL.PINHEIRA 
EL 138 kV PAL.PINHEIRA LT 138 kV IMBITUBA 
/PAL.PINHEIRA C-1 SC 
SC 
1 
2021 
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 
FLORIANOPOLIS 
EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV FLORIANOPOLIS 
/PALHOCA ESU C-2 SC 
SC 
2 
2023 
FLORIANOPOLIS 
EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV FLORIANOPOLIS 
/PALHOCA ESU C-1 SC 
SC 
2 
2023 
FLORIANOPOLIS 
EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV BIGUACU 
/FLORIANOPOLIS C-2 SC 
SC 
2 
2023 
FLORIANOPOLIS 
EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV BIGUACU 
/FLORIANOPOLIS C-1 SC 
SC 
2 
2023
Edificação  Módulo  UF  Trecho    Ano de  
          Transferência  
IMBITUBA  EL 138 kV IMBITUBA LT 138 kV IMBITUBA /PAL.PINHEIRA
C-1 SC  SC  1  2021    
LT 138 kV
IMBITUBA/J.LACERDA-A SC  LT 138 kV IMBITUBA / J. LACERDA-A C-1 SC  SC/SC  1  2021    
LT 138 kV
IMBITUBA/PAL.PINHEIRA
SC  LT 138 kV IMBITUBA /PAL.PINHEIRA C- 1 SC  SC/SC  1  2021    
LT 138 kV
PAL.PINHEIRA/PALHOCA
ESU SC  LT 138 kV PAL.PINHEIRA /PALHOCA ESU C-1 SC  SC/SC  1  2021    
LT 138 kV PALHOCA ESU /
J. LACERDA-A SC  LT 138 kV PALHOCA ESU / J. LACERDA-A C-1 SC  SC/SC  1  2021    
PAL.PINHEIRA  EL 138 kV PAL.PINHEIRA LT 138 kV PAL.PINHEIRA
/PALHOCA ESU C-1 SC  SC  1  2021    
PAL.PINHEIRA  EL 138 kV PAL.PINHEIRA LT 138 kV IMBITUBA
/PAL.PINHEIRA C-1 SC  SC  1  2021    
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    
FLORIANOPOLIS  EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV FLORIANOPOLIS
/PALHOCA ESU C-2 SC  SC  2  2023    
FLORIANOPOLIS  EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV FLORIANOPOLIS
/PALHOCA ESU C-1 SC  SC  2  2023    
FLORIANOPOLIS  EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV BIGUACU
/FLORIANOPOLIS C-2 SC  SC  2  2023    
FLORIANOPOLIS  EL 138 kV FLORIANOPOLIS LT 138 kV BIGUACU
/FLORIANOPOLIS C-1 SC  SC  2  2023    

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Edificação 
Módulo 
UF 
Trecho 
Ano de 
Transferência 
LT 138 kV 
BIGUACU/ITAJAIFAZENDA 
SC 
LT 138 kV BIGUACU /ITAJAIFAZENDA C- 1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV 
BIGUACU/TIJUCAS SC 
LT 138 kV BIGUACU /TIJUCAS C-1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV 
BLUMENAU/ILHOTA SC 
LT 138 kV BLUMENAU /ILHOTA C-1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV CAMBORIU M.B. 
/ITAJAI SC 
LT 138 kV CAMBORIU M.B. /ITAJAI C-1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV FLORIANOPOLIS 
/PALHOCA ESU SC 
LT 138 kV FLORIANOPOLIS /PALHOCA ESU C-2 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV FLORIANOPOLIS 
/PALHOCA ESU SC 
LT 138 kV FLORIANOPOLIS /PALHOCA ESU C-1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV GASPAR/ILHOTA 
SC 
LT 138 kV GASPAR /ILHOTA C-1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV ILHOTA/ITAJAI 
SC 
LT 138 kV ILHOTA /ITAJAI C-1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV 
ITAJAI/ITAJAIFAZENDA SC 
LT 138 kV ITAJAI /ITAJAIFAZENDA C-1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV 
TIJUCAS/CAMBORIU M.B. 
SC 
LT 138 kV TIJUCAS /CAMBORIU M.B. C- 1 SC 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV CAMBORIÚ 
M.B/ITAJAÍ 2 SC 
Futura LT 138 kV compreendida entre seccionamento da 
LT Camboriú Morro do Boi – Itajaí e a SE Itajaí 2 
SC/SC 
2 
2023 
LT 138 kV ITAJAÍ 
FAZENDA/ITAJAÍ 2 SC 
Futura LT 138 kV compreendida entre seccionamento da 
LT Itajaí Fazenda – Itajaí e a SE Itajaí 2 
SC/SC 
2 
2023 
TIJUCAS 
EL 138 kV TIJUCAS LT 138 kV TIJUCAS/CAMBORIU M.B. C-1 
SC 
SC 
2 
2023 
TIJUCAS 
EL 138 kV TIJUCAS LT 138 kV BIGUACU/TIJUCAS C-1 SC 
SC 
2 
2023
Edificação  Módulo  UF  Trecho    Ano de  
          Transferência  
LT 138 kV
BIGUACU/ITAJAIFAZENDA
SC  LT 138 kV BIGUACU /ITAJAIFAZENDA C- 1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV
BIGUACU/TIJUCAS SC  LT 138 kV BIGUACU /TIJUCAS C-1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV
BLUMENAU/ILHOTA SC  LT 138 kV BLUMENAU /ILHOTA C-1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV CAMBORIU M.B.
/ITAJAI SC  LT 138 kV CAMBORIU M.B. /ITAJAI C-1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV FLORIANOPOLIS
/PALHOCA ESU SC  LT 138 kV FLORIANOPOLIS /PALHOCA ESU C-2 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV FLORIANOPOLIS
/PALHOCA ESU SC  LT 138 kV FLORIANOPOLIS /PALHOCA ESU C-1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV GASPAR/ILHOTA
SC  LT 138 kV GASPAR /ILHOTA C-1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV ILHOTA/ITAJAI
SC  LT 138 kV ILHOTA /ITAJAI C-1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV
ITAJAI/ITAJAIFAZENDA SC  LT 138 kV ITAJAI /ITAJAIFAZENDA C-1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV
TIJUCAS/CAMBORIU M.B.
SC  LT 138 kV TIJUCAS /CAMBORIU M.B. C- 1 SC  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV CAMBORIÚ
M.B/ITAJAÍ 2 SC  Futura LT 138 kV compreendida entre seccionamento da
LT Camboriú Morro do Boi – Itajaí e a SE Itajaí 2  SC/SC  2  2023    
LT 138 kV ITAJAÍ
FAZENDA/ITAJAÍ 2 SC  Futura LT 138 kV compreendida entre seccionamento da
LT Itajaí Fazenda – Itajaí e a SE Itajaí 2  SC/SC  2  2023    
TIJUCAS  EL 138 kV TIJUCAS LT 138 kV TIJUCAS/CAMBORIU M.B. C-1
SC  SC  2  2023    
TIJUCAS  EL 138 kV TIJUCAS LT 138 kV BIGUACU/TIJUCAS C-1 SC  SC  2  2023    

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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 / 
IVINHEMA MS 
LT 138 kV D.DAS NACOES / IVINHEMA C-1 MS 
MS/MS 
LT 138 kV IVINHEMA / 
IVINHEMA 2 MS 
LT 138 kV IVINHEMA / IVINHEMA 2 C-1 MS 
MS/MS 
LT 138 kV IVINHEMA 2 /   
NOVA ANDRADINA MS 
LT 138 kV IVINHEMA 2 / NOVA ANDRADINA C-1 MS 
MS/MS 
LT 138 kV NOVA ANDRADINA / 
PORTO PRIMAVERA MS/SP 
LT 138 kV NOVA ANDRADINA / PORTO PRIMAVERA C-1 MS/SP 
MS/SP
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 /
IVINHEMA MS  LT 138 kV D.DAS NACOES / IVINHEMA C-1 MS  MS/MS
LT 138 kV IVINHEMA /
IVINHEMA 2 MS  LT 138 kV IVINHEMA / IVINHEMA 2 C-1 MS  MS/MS
LT 138 kV IVINHEMA 2 /
NOVA ANDRADINA MS  LT 138 kV IVINHEMA 2 / NOVA ANDRADINA C-1 MS  MS/MS
LT 138 kV NOVA ANDRADINA /
PORTO PRIMAVERA MS/SP  LT 138 kV NOVA ANDRADINA / PORTO PRIMAVERA C-1 MS/SP  MS/SP

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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
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