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VOTO  
PROCESSOS: 48500.000893/2019-05, 48500.000983/2019-98 e 48500.000984/2019-32. 
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão de energia elétrica, usuários do sistema de transmissão 
e Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva. 
RELATOR VOTO-VISTA: Diretor Hélvio Neves Guerra 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT) 
ASSUNTO: Consolidação da regulamentação da classificação das instalações de transmissão, com 
proposta de criação do Módulo 2 – Classificação das Instalações – e consolidação e aprimoramento da 
regulamentação de acesso, com a proposta de criação do Módulo 5 – Acesso ao Sistema – das Regras dos 
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
A Consulta Pública nº 13/2020 (CP 13/20), realizada em duas fases, teve como objetivo 
obter subsídios e informações adicionais para a consolidação da regulamentação da classificação das 
instalações de transmissão, propondo a criação do Módulo 2 referente à Classificação das Instalações e 
do Módulo 5 referente à Acesso ao Sistema das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica. 
2. 
Em 8 de setembro de 2021, a Relatora original pautou esses processos na 33a Reunião 
Pública Ordinária de Diretoria (RPO), oportunidade em que solicitei vistas para estudar alguns tópicos que 
julguei pertinente. 
3. 
Após o pedido de vistas recebi em reunião o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)1, 
Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (ABRATE)2 e a Companhia de 
Transmissão de Energia Elétrica Paulista (ISA CTEEP)3 que mostraram suas visões sobre vários tópicos que 
estão sendo encaminhados nesses processos. 
 
1 Reunião realizada em 13/09/21, Sicnet: 48575.004540/2021-00. 
2 Reunião realizada em 20/09/21, Sicnet: 48575.004894/2021-00. 
3 Reunião realizada em 28/10/21, Sicnet: 48575.005613/2021-00. 
1ª Reunião Pública Ordinária 
18/01/2022

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II – FUNDAMENTAÇÃO 
4. 
Trata-se da análise dos processos administrativos para consolidação da regulamentação da 
classificação das instalações de transmissão, a criação do Módulo 2, referente à Classificação das 
Instalações, e do Módulo 5, referente ao Acesso ao Sistema das Regras dos Serviços de Transmissão de 
Energia Elétrica. 
5. 
Após a realização de duas fases da CP 13/20, a Relatora original dos processos os pautou 
na 33a RPO de 2021 oportunidade que, para melhor compreender a proposta de regulamento, solicitei 
vistas.  
6. 
De início, é relevante informar que meu pedido de vistas foi para estudar itens pontuais 
dos processos. De forma geral, tenho plena concordância com a consolidação da regulamentação da 
classificação das instalações de transmissão e acesso ao sistema e da criação dos dois módulos das Regras 
dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica. 
7. 
Portanto, desde já parabenizo a SRT e a Relatora original por conduzir esse tema complexo. 
O que trago nesse voto são alguns itens pontuais, alguns convergentes e outros divergentes do que foi 
encaminhado no voto original que foram abordados nas reuniões com ONS, ABRATE e ISA CTEEP 
realizadas comigo e minha assessoria após o meu pedido de vistas. 
8. 
Inicio por um tema importante levantado pelo ONS: a necessidade de ele continuar sendo 
interveniente no Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão (CCT) e no Contrato de 
Compartilhamento de Instalações (CCI).  
9. 
A relação, termos e condições para conexão de cada usuário às instalações de transmissão 
com uma concessionária de transmissão consta no CCT, assinado pelo usuário e a concessionária, tendo 
o ONS como interveniente.  
10. 
O CCI estabelece os procedimentos, direitos e responsabilidades para o uso compartilhado 
de instalações de transmissão e é celebrado entre duas ou mais concessionárias de transmissão. Destaco 
que o CCI não foi abordado na proposta de intervenção debatida na CP 13/20, pois é um dispositivo 
constante de outros regulamentos e não se encontra no âmbito da discussão do acesso à rede.

3 de 16 
 
11. 
Na visão do ONS a responsabilidade de interveniência nos CCT e CCI deve ser retirada de 
suas responsabilidades. Justifica que essa atribuição regulatória foi definida em 1999 e desde então vem 
sendo aplicada sem a oportunidade de avaliar a pertinência de sua manutenção. Além disso, informa que 
nunca participou das tratativas feitas bilateralmente entre usuários e concessionárias de transmissão no 
caso do CCT e nem da negociação entre concessionárias de transmissão para celebração de CCI. De acordo 
com o ONS ele tão somente recebe os CCT e CCI já assinados pelas partes e assina como interveniente 
devido a obrigação regulatória. 
12. 
O ONS entende que cumpre um papel de interveniência sobre o qual não possui poder de 
comando sobre as partes envolvidas e assume responsabilidade em questões que não possui notório 
saber. 
13. 
Entretanto, apesar de ajuizar que não deve constar como interveniente no CCT e CCI, avalia 
o ONS que deve continuar recebendo cópia desses contratos como forma de controle ao processo de 
integração às instalações de transmissão. 
14. 
De modo oposto à visão do ONS, a SRT, o voto original desses processos e a ABRATE 
entendem que o ONS deve continuar como interveniente no CCT. 
15. 
O voto original reforça o papel do ONS como interveniente nos CCT no aprimoramento 
normativo.  
16. 
A SRT tem a opinião que o ONS como operador e administrador das instalações do Sistema 
Interligado Nacional (SIN) deve continuar participando das relações contratuais dessas instalações, 
avaliadas por ele de forma sistêmica, para garantir o acesso, dirimir conflitos técnicos e evitar que sejam 
celebradas cláusulas impróprias, contrariando a regulamentação e a sua competência. Além disso, na 
avaliação da SRT, o ONS, como ator importante no planejamento da expansão, pode avaliar se as cláusulas 
que estão sendo acordadas contrariam alguma diretriz de expansão da subestação. De acordo com a SRT, 
o custo administrativo do ONS ser interveniente é pequeno e permite a constituição de base consolidada 
de CCT. 
17. 
A ABRATE, em reunião realizada após o pedido de vistas, reforçou a necessidade de da 
existência de um interveniente nesses contratos. Entretanto, a ABRATE indicou que esse interveniente 
pode ser o ONS ou até mesmo a ANEEL. Para a ABRATE o interveniente deve verificar se o CCT está

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atendendo a regulamentação vigente, verificar se as cláusulas mínimas previstas para o CCT foram 
atendidas, dirimir eventuais conflitos técnicos a respeito do CCT e dirimir eventuais dúvidas sobre qual 
vão o acessante pode se conectar. A inclusão desses itens descritos pela ABRATE nas Regras do Serviço 
de Transmissão foi proposta pela SRT e acompanhada pela relatora original da matéria. 
18. 
Realizada essas considerações concluo que estamos frente a um importante e complexo 
problema: a SRT e a ABRATE entendem que há necessidade de existir interveniente nos CCT (e CCI), mas 
o atual interveniente, que exerce a função há mais de duas décadas, explica que nesse período tão 
somente tem recebido os contratos assinados pelas partes e assinado como interveniente, 
exclusivamente por conta da obrigação regulatória. E mais, o atual interveniente afirma que não possui 
poder algum sobre as partes envolvidas e tampouco notório saber no tema. 
19. 
É um dilema pois, se a interveniência é necessária, por outro lado traz um custo 
administrativo grande e crescente para o Operador. A atividade envolve uma avaliação técnica e jurídica 
dos contratos, e insere o ONS em uma responsabilidade que ele mesmo argumenta não ter competência. 
20. 
Compreendi o esforço da SRT para que a função de interveniência aconteça tal como 
requerido pela ANEEL, inserindo itens mínimos de verificação contratual na proposta final submetida à 
Diretoria da ANEEL. A inserção desses itens tem a função de esclarecer o papel do interveniente e sanar 
essa lacuna do regulamento. É uma boa e inteligente proposta. 
21. 
Contudo, minha reflexão é se realmente esse tipo de relação contratual precisa de 
interveniência. Por ano são assinados centenas de CCT e esse número aumenta a cada ano em função do 
aumento de usuários e concessionárias de transmissão. É um trabalho colossal verificar se tais contratos 
atendem as condições mínimas da regulação e verificar se as cláusulas mínimas dos contratos foram 
atendidas. O interveniente, qualquer que seja ele, tem que avaliar contrato por contrato para chegar à 
essa conclusão. E mais, tal avaliação deve ser realizada por técnicos treinados e experientes, que 
conheçam os detalhes da regulação setorial, para poder alcançar uma conclusão sobre o atendimento das 
cláusulas contratuais à regulação vigente. 
22. 
Por isso, na minha avaliação, antes de colocar como uma exigência explícita para o atual 
interveniente verificar as cláusulas mínimas contratuais, a ANEEL deveria avaliar se realmente tal 
exigência é necessária.

5 de 16 
 
23. 
Confesso que apesar dessa reflexão, não consegui até o momento chegar à uma conclusão 
definitiva sobre o tema. Entretanto, entendo que o processo de consolidação da regulamentação da 
classificação das instalações de transmissão, com criação do Módulo 2 e 5 das Regras dos Serviços de 
Transmissão de Energia Elétrica, possui muitos aprimoramentos que não devem deixar de serem 
aprovados pela ANEEL por conta da discussão sobre a necessidade de ter ou não uma instituição 
interveniente nos CCT. 
24. 
Desta forma, para que possamos avançar na consolidação do tema e ao mesmo tempo dar 
tratamento sobre a questão da interveniência nos contratos tenho a seguinte proposta de 
encaminhamento. A ANEEL aprova a consolidação e os Módulos 2 e 5 das Regras dos Serviços de 
Transmissão de Energia Elétrica sem modificar o atual regramento para atuação do ONS como 
interveniente nos CCT. Desta forma, o ONS continua sendo interveniente nesses contratos, porém o 
detalhamento de verificação e cláusulas e mediação de conflitos proposto pela SRT não é incorporado no 
novo regulamento.  
25. 
De forma concomitante à essa aprovação, a ANEEL deve abrir uma discussão específica 
sobre a necessidade do ONS, ou outra instituição, exercer o papel de interveniente nesses contratos. Para 
tanto, meu encaminhamento é que seja determinado à SRT que inclua na próxima Agenda Regulatória da 
ANEEL cronograma para tratamento desse tema. A própria SRT, em conversas que tivemos sobre esse 
tema, entende que algumas medidas que estão sendo adotadas agora, como a publicidade dos CCT 
firmados, poderão trazer mais clareza ao mercado e diminuir a relevância da interveniência nos CCT (e 
também nos CCI).  
26. 
Entendo que esse é o melhor caminho regulatório para acomodar a discussão sobre a 
necessidade de interveniência nos CCT e ao mesmo tempo permitir a aprovação da consolidação da 
classificação das instalações e do acesso à transmissão. 
27. 
Passo então a avaliar outro tópico trazido pelo ONS após meu pedido de vistas: o prazo do 
CCT com Parecer de Acesso. 
28. 
Na regra ordinária para acesso à Rede Básica, constante na REN 67/2004, o ONS emite o 
Parecer de Acesso que possui validade de 90 dias. Posteriormente, o acessante à Rede Básica celebra o 
Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) e a validade do Parecer de Acesso fica perene. Desta

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forma, com o CUST celebrado o Parecer de Acesso permanece válido e o CCT pode ser celebrado mesmo 
que com mais de 90 dias da data de sua emissão. 
29. 
Sobre esse procedimento o ONS possui plena concordância. A preocupação está na regra 
para acesso às Demais Instalações de Transmissão (DIT). Pela REN 68/2004, especificamente no art. 4º, a 
avaliação do ONS é que com CUST celebrado, o Parecer de Acesso está válido. Porém, caso o CCT não seja 
celebrado em até 90 dias da data de emissão do Parecer de Acesso, a avaliação do ONS é que o Parecer 
de Acesso deve ser reemitido. Nessa interpretação, na hipótese de o CCT demorar muito para ser 
celebrado, o ONS pode ter que reemitir diversas vezes o Parecer de Acesso. Esse tem sido o procedimento 
adotado pelo ONS ao longo dos anos. 
30. 
No entanto, a avaliação da ANEEL é que o Parecer de Acesso não precisa ser reemitido 
mesmo que o CCT não seja celebrado em até 90 dias da data de sua emissão original. Assim, no mérito, 
tanto a ANEEL quanto o ONS possuem a mesma avaliação. A validade do Parecer de Acesso é perene a 
partir da celebração dos contratos de uso, não havendo necessidade de sua reemissão apenas para 
permitir a celebração dos contratos de conexão. Talvez, pelo modo que o tema estava redigido no 
regulamento da ANEEL, o ONS tinha essa interpretação e adotava o procedimento de remissão do Parecer 
de Acesso. 
31. 
Desta forma, a contribuição do ONS nesse tópico foi importante para que possamos 
esclarecer esse tema de forma definitiva. Na hipótese do CCT ser celebrado após 90 dias o ONS não precisa 
reemitir o Parecer de Acesso, nem para instalações da Rede Básica e tampouco para as DIT, desde que os 
contratos de uso tenham sido assinados. Essa interpretação era válida para o regulamento vigente, antes 
desse processo de consolidação, e permanece válida nesse regulamento que ora aprovamos nesse 
colegiado. Por óbvio, nas hipóteses de usuários e concessionárias de transmissão não firmarem o CCT no 
prazo regulamentar de 90 dias estes estarão esses sujeitos às penalidades da ANEEL por descumprimento 
do regulamento. No entanto, a reemissão do Parecer de Acesso não se faz necessária pelo ONS. 
32. 
Ainda em relação ao Parecer de Acesso, o ONS solicitou que no item 2.14.3 fosse excluído 
a necessidade dele informar ao solicitante, após a emissão do Parecer de Acesso, os encargos e as 
condições econômicas e financeiras sob sua responsabilidade. 
33. 
Ao avaliar o tema com a SRT, verificamos que o texto original consolidado tinha um

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comando para o ONS e para as transmissoras, e o texto final veio com uma proposta apenas para o ONS. 
Provavelmente a ANEEL acatou a contribuição do ONS, mas o texto final não retirou essa obrigação. 
34. 
Por avaliar que o ONS, no Parecer de Acesso, aborda somente questões técnicas e 
regulatórias, como as condições para o acesso e os prazos de conexão, entendo que a contribuição do 
ONS deve ser acatada e o texto do item 2.14.3 ajustado, retirando-se a necessidade do ONS informar ao 
solicitante do Parecer de Acesso os encargos e as condições econômicas e financeiras sob sua 
responsabilidade. 
35. 
Em outro ponto referente ao Parecer de Acesso, o item 2.19 descreve que ONS deve 
analisar as solicitações e emitir o Parecer de Acesso para centrais geradoras outorgadas, ainda que as 
características técnicas da central geradora e/ou das suas instalações de interesse restrito, incluindo 
alteração do seu ponto de conexão informadas no âmbito da solicitação não estejam em acordo com a 
outorga vigente da central geradora, desde que ressalvados alguns casos que estão descritos logo em 
seguida ao item 2.19. 
36. 
O ONS propõe acrescentar mais três ressalvas, ou seja, hipóteses em que ele não deve 
emitir, ou emitir condicionado, o Parecer de Acesso nas condições dadas no item 2.19. São elas: (i) em 
casos de aumento de potência, em que ficará associado a disponibilidade de margem do sistema de 
transmissão; (ii) em caso de alteração de cronograma fora do horizonte autorizado e; (iii) no caso de 
alteração do tipo de fonte da central geradora. 
37. 
A ANEEL, nesse trecho do Módulo 5, tão somente consolidou comandos dispostos no 
Despacho nº 4.309/2014. Assim, o ONS está apresentando novos pontos a serem acrescentados no 
regulamento. 
38. 
Avaliando o mérito, entendo que o item (i), referente à margem do sistema de transmissão, 
já é objeto de estudo no Parecer de Acesso. Desta forma, não é estritamente necessário esse dispositivo 
constar como ressalva neste item. Contudo, também não traz prejuízos. Assim, se o ONS entende que o 
regulamento fica mais transparente com essa inserção avalio que deve ser acatada.  
39. 
Para o item (ii), já havia orientação dada pela ANEEL por Ofício para o ONS não emitir o 
Parecer de Acesso se a alteração do cronograma for fora do horizonte autorizado. Assim, trazer para o 
regulamento a orientação do ofício oferta maior clareza às regras, motivo pelo qual acato essa

8 de 16 
 
contribuição. 
40. 
Para o item (iii), apesar de ser raro uma alteração de outorga por conta da modificação do 
tipo de fonte da central geradora, de solar para eólica por exemplo, entendo, tal como o ONS, que ele 
deve esperar a modificação da outorga pela ANEEL para a emissão do Parecer de Acesso. 
41. 
Desta forma, acato a inserção das três ressalvas apresentadas pelo ONS para o item 2.19. 
42. 
Em outro tópico, o ONS também propôs a alteração do estudo de mínimo custo global, 
segundo o qual é escolhida a alternativa tecnicamente de menor custo de investimentos. O Decreto nº 
2.655, de 2 de julho de 1998, determina a observância do mínimo custo global definindo que a ANEEL 
estabelecerá as condições gerais do acesso aos sistemas de transmissão e de distribuição, 
compreendendo o uso e a conexão, e regulará as tarifas correspondentes, com vistas a minimizar os 
custos de ampliação ou utilização dos sistemas elétricos. 
43. 
Apesar de ter sido contribuição do ONS na CP 13/20, a ANEEL considerou esse tópico fora 
do escopo da discussão, por não ter realizado uma análise prévia sobre o tema. O objeto da CP 13/20 era 
a consolidação das normas referentes à classificação da transmissão e acesso e, aproveitando a 
oportunidade e conveniência dessa consolidação, promover alterações de mérito que envolvessem 
aspectos vinculados à conexão e a relação entre usuários e concessionárias de transmissão. 
44. 
Contudo, a despeito de não ter sido discutido na CP 13/20, entendo que é um tema 
relevante e que pode ser aprimorado pelo Regulador. Conforme apontou o ONS em reunião realizada 
após o meu pedido de vistas, ele não tem realizado o estudo de mínimo custo global, pois na etapa de 
solicitação de acesso, o acessante já possui autorização para a conexão pretendida. Na avaliação do ONS, 
cabe ao planejamento da expansão realizar as análises de alternativas de mínimo custo global e, por isso, 
sugiro envolver a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) na discussão.  
45. 
Desta forma, para esse processo de consolidação, sugiro que a ANEEL mantenha o texto já 
vigente referente ao estudo de mínimo custo global, porém sugiro recomendar a SRT, em conjunto com 
o ONS e EPE, que investigue a melhor alternativa regulatória para dar efetividade ao disposto no Decreto 
nº 2.655/1998 que determina a observância do mínimo custo global, com o objetivo de minimizar os 
custos de ampliação e utilização dos sistemas elétricos.

9 de 16 
 
46. 
Outros tópicos trazidos pelo ONS foram: modificação do termo “sistemas de transmissão 
de energia elétrica” nas seções 5.0 a 5.4 por “instalações de transmissão”, retirada do item 2.1.1 da Seção 
5.1 referente ao acesso de centrais geradoras e modificação do item 2.15 do Módulo 5. 
47. 
Em relação à modificação do termo “sistemas de transmissão de energia elétrica” nas 
seções 5.0 a 5.4 por “instalações de transmissão” entendo que a justificativa dada pela SRT para manter 
o termo original está bem embasada. Nem sempre o acesso ocorre em instalações de transmissão. Um 
usuário pode ocorrer o acessar o sistema elétrico por meio de uma instalação de um consumidor ou 
gerador. Desta forma, entendo que o termo “sistemas de transmissão de energia elétrica” é melhor 
empregado. Ademais, justifica a SRT que o termo acesso, de forma geral, compreende a conexão e o uso. 
O uso se refere ao sistema de transmissão e a conexão se refere às instalações de transmissão, que fazem 
parte do sistema de transmissão. Como neste caso é tratada a conexão e o uso, a SRT avalia, e eu 
acompanho, que o texto original “sistemas de transmissão de energia elétrica” deve ser mantido. 
48. 
O item 2.1.1 da Seção 5.1 define que a Informação de Acesso deve ser solicitada pela 
central geradora ao ONS com vistas a consolidar a avaliação preliminar de viabilidade sistêmica de acesso 
pretendido pelo agente com conexão às instalações sob responsabilidade da transmissora e com entrada 
em operação prevista para ocorrer em prazo inferior ou igual ao horizonte de planejamento do ONS.  
49. 
O ONS argumenta que item 2.1.1 da Seção 5.1 pertence a REN 876/2020, que acabou por 
passar por Consulta Pública, e que tal tema não foi abordado pela ANEEL na CP 13/20, tendo sido incluído 
pela ANEEL somente no resultado da CP 13/20. 
50. 
De fato, como relatado pelo ONS, a ANEEL somente incluiu esse item ao final da CP 13/20. 
A intenção dessa inclusão era de que o procedimento de acesso ao sistema ficasse completo. Contudo, 
no momento, há diversas discussões na ANEEL envolvendo a Informação de Acesso e entendo que sua 
inclusão na norma nesse momento não é adequada. Desta forma, acato a contribuição do ONS e concluo 
pela retirada do item 2.1.1 da Seção 5.1. 
51. 
Por fim, em relação à modificação do item 2.15 do Módulo 5, o ONS propôs um texto para 
deixar mais claro que as solicitações de acesso à DIT devam ser realizadas por meio de sistema e que para 
a emissão do Parecer de Acesso para as conexões nas DIT, o ONS não observe o PRODIST.  
52. 
Sobre esse tópico, entendo que o texto proposto pela ANEEL abarca solicitações por

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sistema, desta forma avalio que o regulamento está adequado. Em relação ao PRODIST, o texto normativo 
foi tão somente uma consolidação sem modificação do regulamento vigente que já prevê que para 
emissão do Parecer de Acesso na DIT o ONS deve observar, no que couber, o disposto no PRODIST. Por 
isso, não acato essa contribuição. 
53. 
A ABRATE, em reunião após meu pedido de vistas, sugeriu modificação na responsabilidade 
na assinatura do CCT constante no item 2.9. A ABRATE entende que o acessante deve firmar CCT com a 
concessionária responsável pelo setor do nível de tensão onde o acessante se conectará. Por outro lado, 
a SRT propôs que seja mantida a regra vigente, em que a assinatura do CCT é realizada com a transmissora 
responsável pelo barramento fisicamente acessado. 
54. 
Na minha avaliação a proposta da SRT, de manutenção do regramento vigente, está em 
linha com os outros procedimentos adotados pela ANEEL envolvendo subestação com várias 
concessionárias, como exemplo, para autorização de reforços ou a realização de melhorias.  
55. 
No entanto, entendo que a proposição da ABRATE também é uma escolha regulatória que 
poderia ser tomada pela ANEEL. Como bem colocado por ela, a concessionária responsável pelo setor do 
nível de tensão, em uma subestação com múltiplas concessionárias, termina por definir alguns padrões 
de instalação, está envolvida em aprovação de projetos que envolvam compartilhamentos múltiplos e em 
outras atividades, como a segurança local. 
56. 
É sabido que a conexão em uma subestação que possui instalações de várias 
concessionárias de transmissão conduz, inevitavelmente, a um relacionamento e convívio de todos os 
agentes. Essa relação tem implicação técnica e comercial. Contudo, entendo que o instrumento contratual 
definido entre os vários integrantes da subestação é satisfatório para adequar essa relação que possui sua 
complexidade.  
57. 
Desta forma, entendo que a escolha regulatória realizada pela ANEEL, do acessante 
celebrar o CCT com a concessionária de transmissão que vier a ser conectado, deve ser mantida. O agente 
responsável pelo barramento acessado é uma concessionária de transmissão que deve ter domínio de 
todos os requisitos e padrões da instalação sejam eles próprios ou de outras transmissoras com a qual 
possui relação contratual por meio do CCI. 
58. 
A ABRATE também contribuiu no item 7.3 do Módulo 3, referente à base de cálculo quando

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da conexão de outra concessionária de transmissão por meio de seccionamento de linha para expansão 
da Rede Básica. Nesses casos, os custos associados à verificação da conformidade das especificações e 
dos projetos e à participação em comissionamento incorridos pela concessionária de transmissão serão 
cobertos no valor de até 1,5% do orçamento constante do contrato de concessão relacionados à alguns 
equipamentos e extensões de linha. 
59. 
A ANEEL retirou do texto original itens que constavam nesse orçamento, como a extensão 
de linhas. Em contato com a SRT, avaliamos em conjunto que assiste razão à ABRATE. Desta forma, minha 
proposta, que possui o endosso da SRT, é que a ANEEL mantenha o texto original do item 7.3, sem as 
inovações trazidas no texto de fechamento da CP 13/20.  
60. 
Em outra contribuição, a ABRATE solicita dispositivo no voto para contemplar a 
necessidade de revisão dos valores referente ao custo do acesso, referentes aos custos pré-operacionais 
incorridos a serem ressarcidos para as transmissoras. 
61. 
No entendimento da ABRATE os percentuais das tabelas que contém esses valores, ao 
serem comparados aos percentuais de referência constante na versão vigente do Banco de Preços, vem 
se mostrando defasados. Justifica a ABRATE que a época da aprovação da REN 815/2018 estava vigente o 
Banco de Preços em versão anterior a REH 2514/2019, com percentual de 1,4% para as atividades de 
engenharia (tipicamente associadas às análises de projetos), de 2,7% para as atividades de 
comissionamento e 2,7% para administração local (tipicamente associadas a liberação das instalações). 
62. 
A proposta da ABRATE mantém a proporcionalidade em relação ao percentual da época e 
leva em consideração os valores médios observados para a atividade de engenharia, comissionamento e 
administração local em obras de leilão no atual Banco de Preços. 
63. 
No entanto, a ABRATE também reconhece que, caso a ANEEL entenda que não possa ser 
aplicado diretamente a correção proporcional dos percentuais, que seja determinado no processo a 
necessidade de revisão dos custos de acesso em face da atualização do Banco de Preços de Referência, 
com a indicação de prazo para a finalização da revisão. 
64. 
Esse último ponto da contribuição da ABRATE é muito relevante. Entendo que a ANEEL não 
pode aplicar diretamente a correção proporcional dos percentuais sem realizar uma discussão prévia e 
pública deles. Para deixar mais claro meu entendimento, apresento um exemplo na Tabela 1, com valores

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calculados com base no Banco de Preços da ANEEL para junho de 2021, média Brasil, realizado pela SRT. 
Tabela 1. Percentual de ressarcimento para análise de projeto e comissionamento. 
Descrição/Investimento 
Análise de Projeto 
Acompanhamento de 
Comissionamento 
Total 
Entrada de Linha 138 kV 
Atual 
ABRATE 
Atual 
ABRATE 
Atual 
ABRATE 
R$ 7.135.289,14 
1,50% 
15,00% 
3,50% 
11,90% 
5,00% 
26,90% 
R$ 107 mil 
R$ 1,1 milhão 
R$ 240 mil 
R$ 849 mil 
R$ 357 mil 
R$ 1,9 milhão 
 
65. 
Observando os valores da Tabela 1, ainda sem promover uma análise de mérito detalhada, 
me parece que ressarcir em 26,9% do valor do investimento da obra uma concessionária de transmissão 
para analisar projeto e acompanhar o comissionamento é demasiadamente alto. No caso desse exemplo 
elaborado pela SRT, para um investimento de entrada de linha em 138 kV de R$ 7,1 milhões, se pagaria 
adicionalmente quase R$ 2 milhões de ressarcimento para as atividades de análise de projeto e 
comissionamento. 
66. 
Desta forma, concordo com a ABRATE que o tema precisa ser discutido e também concordo 
em parte com a ABRATE em seu pedido subsidiário, para que esse voto dê encaminhamento para o início 
das discussões. Digo em parte, pois entendo que a ANEEL aprovou recentemente sua Agenda Regulatória 
com as atividades da ANEEL para os próximos dois anos e, por isso, não entendo razoável determinar 
prazos para finalização desse trabalho como sugerido pela ABRATE. Minha avaliação, e encaminhamento, 
é que seja recomendado à SRT que avalie a conveniência da inclusão na próxima Agenda Regulatória a ser 
elaborada pela ANEEL a discussão deste tema. 
67. 
Em reunião realizada após meu pedido de vistas, a ISA CTEEP teceu comentários sobre a 
transferência de DIT. Na opinião da empresa, a proposta da CP 13/20 contraria o disposto no voto que 
deu origem a REN 916/2021, que apenas instalações exclusivas podem ser transferidas, não poderão 
contemplar qualquer valor relacionado ao pagamento da RBSE da portaria MME 120/2016 e não podem 
ser classificadas como Rede Básica Fronteira (RBF), de modo que barramentos, por exemplo, não poderão 
ser transferidos se localizados em RBF. 
68. 
Entretanto, a Diretoria da ANEEL já enfrentou essas condições trazidas pela ISA CTEEP 
quando da emissão da REN 758/2017, depois consolidada pela REN 916/2021. Por exemplo, no Despacho 
2410/2021 a ANEEL determinou a transferência de DIT da CGT Eletrosul para a Celesc Distribuição,

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Energisa Mato Grosso do Sul e RGE Sul Distribuição de Energia. Portanto, entendo que as questões 
trazidas pela ISA CTEEP já foram superadas pela ANEEL. 
69. 
Ao final do ano de 2021, por meio da REN 954/2021 a ANEEL regulamentou a 
implementação das centrais geradoras híbridas e associadas. Essa norma aprovada pela ANEEL estabelece 
regras para a outorga, a contratação do uso dos sistemas de transmissão, tarifação dos empreendimentos 
e descontos nas tarifas de uso. Com aprovação da REN 954/2021 foram incluídos dispositivos nas REN 
666/2015. 
70. 
Desta forma, como parte da REN 666/2015 está sendo consolidada nos Módulos 3 e 5, 
trago os textos dessa norma pertinentes ao tema para esse processo de consolidação, sem qualquer 
modificação de mérito. 
71. 
Por fim, avalio o prazo regulatório dado pelo ONS para alteração dos Procedimentos de 
Rede de modo a contemplar os aprimoramentos regulatórios que ora discutimos. 
72. 
No voto da relatora original da matéria foi proposto o prazo de 30 dias contados da data 
de publicação da Resolução, para que o ONS envie à ANEEL proposta de alteração nos Procedimentos de 
Rede. 
73. 
Contudo, acatando contribuição do ONS, e considerando que a deliberação do tema apesar 
de importante, não é revestido de urgência, entendo que temos condições de estender esse prazo. Como 
mostra o ONS, o processo de revisão dos Procedimentos de Rede envolverá alterações substanciais, 
possibilidade de consulta externa aos agentes e análise de contribuições dessa consulta, para posterior 
consolidação da versão final e envio à ANEEL. 
74. 
Desta forma, entendo razoável ofertar um tempo maior ao ONS para que exerça essas 
atividades. Por isso, proponho que o prazo a ser fixado pela ANEEL para o ONS enviar a versão final dos 
Procedimentos de Rede seja de 90 dias a partir da publicação da Resolução que ora discutimos. 
III – DIREITO 
75. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e normativos: Lei nº 8.987, de 
13 de fevereiro de 1995; Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; Lei Complementar nº 95, de 26 de 
fevereiro de 1998; Lei nº 13.726, de 8 de outubro de 2018; Lei nº 14.120, de 1º de março de 2021 e

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Decreto nº 10.139, de 28 de novembro de 2019. 
IV – DISPOSITIVO 
76. 
Diante do exposto, e o que consta dos Processos nº 48500.000893/2019-05, 
48500.000983/2019-98 e 48500.000984/2019-32, voto por: 
a)  aprovar a consolidação da regulamentação da classificação das instalações de 
transmissão e de acesso ao sistema de transmissão, com a criação do “Módulo 2 – Classificação das 
Instalações” e “Módulo 5 – Acesso ao Sistema” e revisão do “Módulo 1 – Glossário” e do “Módulo 
3 – Instalações e Equipamentos” das Regras de Transmissão e dos Submódulos 9.1 e 9.2 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária, tal como proposto no voto condutor da relatora original dos 
processos, com as seguintes modificações: 
i. 
exclusão do detalhamento das ações a serem realizadas pelo ONS como interveniente 
do CCT descritas no item 2.9.1 do Módulo 5; 
ii. 
manutenção do item 7.3 do Módulo 3 tal como já se encontra nos regulamentos da 
ANEEL; 
iii. 
inclusão dos subitens h), i) e j) no item 2.19 do Módulo 5, como ressalvas adicionais a 
serem observadas pelo ONS quando da análise e emissão do Parecer de Acesso para centrais 
geradoras que não estejam em acordo com a outorga vigente;  
iv. 
exclusão do item 2.1.1 do Módulo 5, referente à solicitação da Informação de Acesso 
pelos geradores; e 
v. 
exclusão da necessidade do ONS informar ao solicitante do Parecer de Acesso os 
encargos e as condições econômicas e financeiras sob sua responsabilidade no item 2.14.3 do 
Módulo 5. 
b) estabelecer em 90 dias, contados da publicação da resolução, para que ONS envie à 
ANEEL proposta de alterações nos Procedimentos de Rede que contemplem o disposto na 
regulamentação e os aprimoramentos necessários nos procedimentos relacionados ao acesso às

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instalações de transmissão; 
c) determinar à SRT que inclua na próxima Agenda Regulatória da ANEEL cronograma para 
estudos sobre a necessidade de interveniência nos CCT e CCI; 
d) recomendar à SRT que, em conjunto com o ONS e EPE, investigue a melhor alternativa 
regulatória para dar efetividade ao disposto no Decreto nº 2.655/1998 que determina a observância 
do mínimo custo global, com o objetivo de minimizar os custos de ampliação e utilização dos 
sistemas elétricos; 
e) recomendar à SRT que avalie a inclusão, para a próxima Agenda Regulatória a ser 
aprovada pela ANEEL, de estudos para a definição do percentual de ressarcimento para análise de 
projeto e comissionamento dos custos de acesso tendo em vista a última atualização do Banco de 
Preços efetuada pela ANEEL. 
Brasília, 18 de janeiro de 2022. 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor