VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.000498/2015-91 
 
INTERESSADO: Matrinchã Transmissora de Energia S.A. - TP NORTE 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior. 
 
RESPONSÁVEL: ASSESSORIA DA DIRETORIA. 
 
ASSUNTO: Pedido de prorrogação de cronograma das instalações de transmissão do Contrato de Concessão 
012/2012, celebrado com a Matrinchã Transmissora de Energia S.A. - TP NORTE e de providência cautelar no sentido 
de suspender o desconto no Pagamento-Base previsto na REN 270/2007, até o julgamento definitivo do pleito de 
reconhecimento de excludente de responsabilidade. 
 
 
I - RELATÓRIO 
 
1. 
O leilão para a outorga da concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica mediante 
construção, operação e manutenção das instalações que compuseram o Lote A do Leilão 002/2012, realizado em 
9/3/2012, teve como vencedora a Matrinchã Transmissora de Energia S.A. - TP NORTE a qual celebrou o Contrato 
de Concessão 012/2012 em 10 de maio de 2012. Esse Contrato estabeleceu o prazo de 32 meses, contados da sua 
assinatura, para disponibilização das instalações de transmissão para operação comercial. Prazo findo em 10/1/2015.  
 
2. 
Essa concessão compreende as instalações de transmissão compostas pela Linha de Transmissão 
Paranaíta – Cláudia, em 500 kV, circuito duplo, com extensão aproximada de 300 km, com origem na Subestação 
Paranaíta e término na Subestação Cláudia; pela Linha de Transmissão Cláudia – Paranatinga, em 500 kV, circuito 
duplo, com extensão aproximada de 350 km, com origem na Subestação Cláudia e término na Subestação 
Paranatinga; pela Linha de Transmissão, em 500 kV, circuito duplo, com extensão aproximada de 355 km, com origem 
na Subestação Paranatinga  e término na Subestação Ribeirãozinho; e pelas subestações Paranaíta, Cláudia e 
Paranatinga, todas em 500 kV, com respectivas entradas de linha, reatores de linha e de barra, bancos de capacitores 
série e demais instalações, necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, 
telecomunicação, administração e apoio. 
 
3. 
A Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE emitiu os Termos de 
Notificação 0096/2014-SFE e 0211/2014-SFE, de 15/7/2014 e 19/12/20141, respectivamente, à TP NORTE pela não 
conformidade sobre o não cumprimento dos marcos intermediários estipulados no cronograma desse Contrato de 
Concessão.  
 
4. 
Segundo informações do Relatório de Fiscalização RF-0116/2014-SFE2, de 15/7/2014, e do SIGET, 
                                                     
1 Processo 48500.003634/2014-13 
2 Termo de Notificação 096/2014-SFE.

os atrasos informados sinalizavam a entrada em operação comercial do empreendimento para 14/4/2015, o que 
configurava um atraso de cerca de três meses.  
 
5. 
Já o Relatório de Fiscalização RF-0240/2014-SFE3, 19/12/2014, identificou que todas as linhas de 
transmissão da TP NORTE estavam com cronograma atrasado e que após análises realizadas na produção semanal, 
a Transmissora não cumpriria o cronograma dentro do prazo previsto, caso a mobilização das frentes de serviço e, 
principalmente de mão de obra, continuasse naquele patamar. 
 
6. 
Em 9/1/2015, a TP NORTE apresentou pedido4 de deslocamento dos marcos intermediários, bem 
como prorrogação do cronograma final de obras do Contrato de Concessão, com vistas a contemplar o início da 
operação comercial das instalações de transmissão em 31/07/2015.  
 
7. 
Em 4/2/2015, a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição - SCT encaminhou o Memorando5 solicitando posicionamento da SFE com relação ao pleito da 
concessionária e aos elementos apresentados, que ocasionaram o não cumprimento do cronograma contratual. Em 
resposta, a SFE encaminhou o Memorando6, de 20/2/2015, posicionando-se sobre o pleito apresentado. 
 
8. 
Em 24/3/2015, a SCT, por meio de Nota Técnica7, analisou o pedido da TP NORTE e recomendou à 
Diretoria da ANEEL negar a postergação pretendida. 
 
9. 
Em 30/3/2015, fui sorteado Diretor Relator. 
 
10. 
Em 7/4/2015, a TP NORTE reiterou8 que os fatos apresentados na manifestação anterior fossem 
tratados como excludente de responsabilidade, a fim de postergar os marcos intermediários e final do cronograma das 
obras do Contrato de Concessão n° 12/2012. Com isso, requereu o início da operação comercial das referidas 
Instalações de Transmissão em 31/07/2015. 
 
11. 
Em 17/4/2015, a minha Assessoria9 solicitou parecer à Procuradoria Federal junto à ANEEL sobre o 
pedido de prorrogação de cronograma de implantação das instalações de transmissão da TP NORTE. Em 31/8/2015, 
em resposta, a PF/ANEEL encaminhou o Parecer 00562/2015/PFANEEL/PGF/AGU, posicionando-se sobre o pleito 
apresentado. Nesse Parecer, a Procuradoria solicitou que se consultasse as áreas técnicas a respeito do impacto 
direto que a interferência do lago da UHE SINOP causou no cronograma contratual da concessionária TP NORTE. 
 
12. 
Em 23/9/2015, a minha Assessoria encaminhou Memorando10 solicitando que a SCT se pronunciasse 
sobre o assunto, com base no parecer da PFANEEL. Em resposta, essa Superintendência encaminhou Memorando11, 
de 2/12/2015, mantendo os termos da Nota Técnica 0081/2015-SCT/ANEEL, de 24/3/2015. 
                                                     
3 Termo de Notificação 211/2014-SFE, 19/12/2014. 
4 Carta CE MTE 004/2015, de 9 de janeiro de 2015. 
5 Memorando 0037/2015-SCT/ANEEL, 4/2/2015. 
6 Memorando 82/2015-SFE/ANEEL, de 20/2/2015. 
7 Nota Técnica 0081/2015-SCT/ANEEL, de 24 de março de 2015 
8 Carta CE TEM 055/2015, de 7/4/2015. 
9 Memorando n° 136/2015-SCT/ANEEL, em 17/4/2015. 
10 Memorando 393, de 23 de setembro de 2015 
11 Memorando 305/2015-SCT/ANEEL, de 02 de dezembro de 2015

13. 
Em 5/5/2016, a TP NORTE solicitou12 providência cautelar no sentido de suspender o desconto no 
Pagamento-Base previsto na REN 270/2007, até o julgamento definitivo do pleito de reconhecimento de excludente 
de responsabilidade. 
 
14. 
Ao longo de 2015 e 2016, semanalmente, foram realizas reuniões com as participações: da ANEEL, 
do Ministério das Minas e Energia – MME, da TP NORTE, da Copel Geração e Transmissão S.A. – COPEL G&T, 
State Grid Brazil Holding S.A - State Grid, do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, da Empresa de Pesquisa 
Energética - EPE, com o objetivo de acompanhar o avanço das obras. 
 
15. 
Em 6/6/2016, foi realização reunião com os representantes da TP Norte, para tratar desse pedido de 
prorrogação de cronograma. 
 
16. 
Em 8/6/2016, retirei este processo da pauta 20ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, 
por solicitação do Agente. 
 
17. 
É o Relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
18. 
De acordo com TP NORTE, os fatos ocorridos que provocaram atrasos na fase de implantação do 
empreendimento foram: identificação de materiais arqueológicos no trajeto da linha de transmissão e demora do 
IPHAN em sua análise; Interferência do reservatório da UHE SINOP; Impedimentos Fundiários - Embargo causado 
pelo assentamento 12 de outubro, áreas de terras necessárias à implantação da LT Cláudia – Paranatinga; e Incêndio 
ocorrido no alojamento do canteiro de obras da SE Paranaíta. Diante dos fatos apresentados, a Transmissora solicitou: 
a) o reconhecimento de excludente de responsabilidade pelos atrasos provocados...; e 
b) o deslocamento dos marcos intermediários e final do cronograma de obras do Contrato de 
Concessão, de forma a contemplar o início da operação comercial das instalações de Transmissão 
em 31 de julho de 2015. 
 
19. 
Para o estabelecimento do prazo de implantação da obra, a SCT considerou como referência a data 
de necessidade de janeiro de 2015, estabelecida pelo planejamento setorial conforme consta no relatório 
“Consolidação de Obras de Rede Básica 2012 a 2014”, documento do Plano de Outorgas determinativo emitido pelo 
MME em fevereiro de 2012. Adicionalmente, a SCT considerou o histórico dos leilões anteriores para os quais os 
prazos de licenciamento e construção vinham sendo cumpridos e, em alguns casos, antecipados em relação a data 
contratual. 
 
20. 
Passo agora a analisar os argumentos apresentados pela TP NORTE.  
 
 
II.1 - Identificação de materiais arqueológicos no trajeto da linha de transmissão e demora do IPHAN em sua 
                                                     
12 Carta CE MTE 061/2016, de 27/4/2016.

análise 
 
21. 
A TP NORTE se baseia na Cláusula Quinta, Quarta Subcláusula do Contrato de Concessão que 
estabelece, em suma, que a descoberta de materiais arqueológicos deverá ser imediatamente comunicada ao órgão 
competente e se tal fato impactar a implantação do empreendimento, deverão as partes (Concessionário e Poder 
Concedente) repactuar as condições contratuais, ou seja, reajustar o cronograma de implantação nos termos da 
legislação.  
 
22. 
Segundo a transmissora as descobertas arqueológicas causaram significativos impactos no 
empreendimento que, conjugados aos trâmites para análise do IPHAN, provocaram cerca de 5 a 8 meses de atraso 
da obra.  
 
23. 
Nesse contexto, vale avaliar a questão com base na gestão da empresa, no que é possível usufruir 
dentro das prerrogativas estabelecidas pela Cláusula Quinta13 do contrato. Observa-se que o Contrato sob análise 
prevê, em linhas gerais, ampla liberdade de escolha para o Concessionário alterar o local da subestação. O fato sobre 
a descoberta do sítio arqueológico na região da obra, não impede que a TP NORTE escolha outro local nas 
proximidades para implantação da subestação. Ou seja, a Transmissora dentro de sua gestão, além de atender a 
Subcláusula Quarta da Cláusula Quinta comunicando o órgão competente (IPHAN) sobre tal descoberta, deveria ao 
mesmo tempo apresentar à ANEEL outro local para implantação da subestação, com vistas à continuação da obra, 
evitando atrasos em seu cronograma, caso fosse identificado na época algum impacto de fato. 
 
24. 
Ademais, a possibilidade de alteração do local da subestação está prevista no Anexo 6ª do Edital de 
Leilão 002/2012-ANEEL14. Para o caso, na época, a TP NORTE não apresentou a ANEEL nenhum pedido sobre a 
mudança do local da subestação com base no fato ocorrido. Ou seja, somente após concretizados os atrasos de vários 
marcos do cronograma de obras, a TP NORTE resolveu solicitar “excludente de responsabilidade” e prorrogação da 
                                                     
13 Cláusula Quinta – Prerrogativas da Transmissora 
I- Gozar de ampla liberdade na condução de seus negócios, no gerenciamento dos recursos humanos e na escolha e utilização de tecnologia 
adequada ao serviço concedido; 
II- Utilizar, pelo período a concessão, os terrenos de domínio público e estabelecer, sobre eles, estradas, vias ou caminhos de acesso e 
servidões que se tornarem necessários à exploração do serviço concedido (...); 
III- Promover desapropriações e instituição de servidões administrativas (...); e 
(...) 
14 (...) 
A utilização do empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à demonstração de que a mesma 
apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele proporcionando pela alternativa de referência, submetida a análise 
e aprovação da ANEEL. 
(...) 
Os locais destinados à instalação das subestações Paranaíta, Cláudia e Paranatinga, estão indicados no relatório R3 listado no 
item 2 deste Anexo. A TRANSMISSORA poderá propor alterações dessa localização, mantendo proximidade ao ponto indicado, 
mediante justificativa técnica a ser submetida junto com o Projeto Básico para aprovação da ANEEL 
(...)

data de entrada em operação do empreendimento. 
 
25. 
Por fim, vale também o posicionamento apresentado pela SFE por meio do Memorando 82/2015-
SFE/ANEEL, corroborando com a análise da SCT sob o aspecto de que, “para empreendimento deste porte localizado 
na Região Amazônica, os entraves apresentados, que segundo a Transmissora ocasionaram atraso de cronograma, 
são de ordem natural e esperados, já que são passíveis de solução apenas durante a fase de implantação do 
empreendimento. Além disso, a SFE considera que atrasos ocorridos em pequenos trechos de linha, considerando 
que o trecho total do empreendimento é de quase 1000 km, são passiveis de serem recuperados até o final da obra, 
não caracterizando a necessidade de prazos complementares.” Esse mesmo entendimento é compartilhado pela 
Procuradoria Federal junto à ANEEL, com o qual concordo. 
 
II.2 - Interferência do reservatório da UHE SINOP 
 
26. 
A TP NORTE alega que a elaboração do projeto básico das instalações tomou por base o traçado do 
corredor previsto no Relatório de Caracterização Sócio ambiental – R3 do complexo de geração da bacia do Rio Teles 
Pires ao SIN, de setembro de 2011, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE, que na época não previa 
interferência com o lago da UHE SINOP. De acordo com o apresentado, a referida UHE foi licitada em 29/8/2013 e o 
respectivo Contrato de Concessão assinado em 26/2/2014, ou seja, cerca de 1 ano e 8 meses após a assinatura do 
Contrato de Concessão de Transmissão, celebrado em 10/5/2012. Segundo a Transmissora, as modificações no 
projeto decorrentes dos eventos relativos a interferência, provocaram cerca de 7 meses de atraso no cronograma. 
 
27. 
Nesse ponto, a concessionária relata que durante as obras de implantação do seu empreendimento 
constatou que o traçado de umas de suas linhas de transmissão cruzaria o lago da UHE SINOP em três diferentes 
pontos. Alega, assim, que tal fato seria imprevisível levando-se em conta que seu Projeto Básico foi elaborado com 
base no Relatório de Caracterização e Análise Socioambiental (“R3”), parte integrante do Edital do Leilão 02/2012, 
segundo o qual “o traçado do corredor dentro do qual a linha seria construída não colidia com a área em que se 
projetou o lago da futura UHE SINOP.” 
 
28. 
Outro aspecto enfatizado pela concessionária é que é que na época de assinatura de seu contrato de 
concessão a UHE SINOP sequer havia sido licitada, razão pela qual a constatação de que o traçado de sua linha 
transmissão interferiria no reservatório da UHE SINOP deveria ser tratado como algo superveniente e imprevisível. 
 
29. 
Por conta dessa constatação, a concessionária relata que comunicou tal fato à ANEEL, e que, por 
meio da SCT, informou que tal controvérsia deveria ser solucionada junto com representantes da UHE SINOP.  
 
30. 
Em razão de interferência de tal natureza, a concessionaria sustenta que teve que alterar o projeto de 
construção de sua linha de transmissão, o que ocasionou um atraso de 7 meses no cronograma contratual inicialmente 
previsto. 
 
31. 
Quanto a esse pleito, a SFE em sua manifestação atestou que a “existência do futuro Lago SINOP 
era conhecida e caberia ao agente avaliar adequadamente a situação”. Concluiu a SFE aduzindo que o “fato das 
informações contidas no Relatório R.3 não retratarem adequadamente as interferências do lago de SINOP com o 
traçado da linha de transmissão, por força contratual, não são acatadas como justificativas para atrasos em 
empreendimentos outorgados.”

32. 
A SCT, por sua vez, entendeu que a concessionária deveria ter equacionado a logística necessária 
para superar possíveis obstáculos ao desenvolvimento das atividades concedidas, abrangendo orçamento suficiente 
para atender às questões ambientais, ao respectivo processo de licenciamento, às tratativas com os órgãos públicos 
competentes, às condições das instalações e às logísticas diversas. Assim, na visão da SCT, a alteração ocasionada 
pela interferência do lago da UHE deveria ter sido discutida com os representantes dessa concessionária e não com 
o contratante do serviço da transmissão, no caso a ANEEL. 
 
33. 
Por outro lado, o Parecer da Procuradoria Federal junto à ANEEL é contraria à posição das áreas 
técnicas. Segundo a Procuradoria, ao que parece, o traçado da linha de transmissão que estava previsto no Relatório 
de Caracterização Sócio ambiental - R3 do complexo de geração da bacia do Rio Teles Pires ao SIN, de setembro de 
2011, não previa interferência com o lago da UHE SINOP. Além disso, segundo informação da concessionária, o 
traçado associado ao trecho 1 (SE Paranaíta - SE Cláudia), constante do inventário hidrelétrico, não colidia com a 
área em que se projetou a implantação da UHE SINOP. 
 
34. 
A Procuradoria entende que a área técnica deveria ter avaliado melhor este aspecto do pleito em 
pauta para poder chegar à uma conclusão a respeito do possível impacto que tal evento teria ocasionado no 
cronograma contratual da concessionária.  
 
35. 
No meu entendimento não assiste razão à concessionária. Senão, vejamos. 
 
36. 
Antes de tudo, vale ressaltar o conteúdo do Ofício 0392/2014-SCT/ANEEL, de 11/6/2014, faz um 
breve histórico sobre as reuniões ocorridas entre a ANEEL e a TP NORTE, referente ao tema sob análise. 
 
37. 
Por intermédio da carta CE MTE 042/2014, de 24/4/2014, a TP NORTE comunicou que no curso das 
atividades de campo, realizadas nas proximidades da UHE SINOP, foi identificado que a faixa de passagem para a 
linha de transmissão seria totalmente invadida pelo lago daquela usina em três trechos. 
 
38. 
Em decorrência disso e atendendo solicitação contida naquela correspondência, realizou-se no dia 
4/6/2014 reunião com representantes da TP NORTE, da Companhia Energética SINOP e da ANEEL. Na reunião a TP 
NORTE apresentou a futura interferência que causará o lago da UHE em torres do trecho da linha de transmissão 
Cláudia – Paranatinga, assim como as alternativas de solução e dentre elas, a manutenção do projeto original. 
 
39. 
Na ocasião, a TP NORTE apresentou, também, como solução a implantação de torres especiais para 
vencer um vão de aproximadamente 860 (oitocentos e sessenta) metros de extensão e a manutenção de calado aéreo 
adequado. No entanto, essa proposta implicaria no retardo da conclusão da implantação e liberação para operação 
comercial da linha de transmissão. 
 
40. 
Diante disso, foram resgatadas as tratativas da reunião realizada em 21/5/2014, da qual participaram 
representantes da State Grid Brazil Holding S.A. e da COPEL Geração e Transmissão S.A. (acionistas controladores 
da TP NORTE), representantes da TP NORTE e da ANEEL.  Dentre os assuntos tratados, um versou sobre a 
confirmação de um atraso de 2,5 meses no cronograma contratual de execução das obras.  No entanto, os acionistas 
controladores e a concessionária comprometeram-se a empreender todas as ações necessárias para conclusão das 
obras e disponibilização das linhas de transmissão e subestações, para operação comercial, na data contratual.

41. 
Por fim, a TP NORTE apresentou que em razão de um novo fato “extraordinário”, houve impedimento 
na realização da obra no local e que, por isso, modificou o cronograma do projeto associado a interferência da UHE 
SINOP, retomando as obras a partir de outubro de 2014, gerando novo atraso.   
 
42. 
Como visto, a TP NORTE já na reunião de maio de 2014, embora confirmasse um atraso de 2,5 
meses, se comprometeu concluir a obra dentro do prazo contratual. A ANEEL já havia manifestado em reunião de 
junho de 2014 e, posteriormente, por meio de Ofício que, após tomar conhecimento sobre a interferência do lago de 
SINOP que, sob o ponto de vista da gestão contratual, não há elementos que justifiquem alteração do cronograma de 
obras. 
 
43. 
A alteração de traçado causado por terceiros não se exclui a responsabilidade da TP NORTE. Aliás, 
tais alterações em instalações de transmissão devem ser discutidas com o terceiro causador, no caso a UHE SINOP. 
Ou seja, conforme já dito em reunião mencionada, realizada entre as “partes” no mês de junho de 2014, vale a retórica 
de que a linha de transmissão foi licitada antes da UHE e por isso pode-se dizer que, “o local atual do lago da UHE 
interfere no traçado da linha e não o contrário”. Nesse sentido, concordo com as áreas técnicas da ANEEL. 
 
 
II.3 - Impedimentos Fundiários - Embargo causado pelo assentamento “12 de outubro” 
 
44. 
A TP NORTE alega que a implantação da obra nos quilômetros 10 a 15 da LT 500 kV Cláudia – 
Paranatinga, após já possuir posse da área por acordo com os proprietários desde agosto de 2013, foi interrompida 
devido a reivindicações de grupo de agricultores para assentamento no EIA/RIMA do empreendimento da UHE SINOP 
e instalação de rede de distribuição elétrica na região.  
 
45. 
Segundo a transmissora foram realizadas diversas tratativas entre a TP NORTE, a ELETRONORTE 
(Sócia da UHE SINOP) e representantes do assentamento “12 de outubro”. Entretanto, somente em setembro de 
2014, a TP NORTE obteve acordo com os assentados, alegando cerca de 7 meses de atraso no cronograma de obras 
 
46. 
Ratificando o posicionamento da SFE, as questões fundiárias são inerentes ao processo de 
implantação de novos empreendimentos de transmissão, pois as negociações são realizadas no decorrer do 
desenvolvimento da obra. Eventuais conflitos com os proprietários e ou ocupantes das áreas ao longo do traçado são 
normais, porém, o conflito relatado restringiu-se somente (5) km do traçado e a questão judicial envolveu apenas duas 
torres.  
 
47. 
Para a SCT, é importante analisar essa questão sob a ótica de gestão da empresa, no que é possível 
usufruir dentro das prerrogativas estabelecidas pela Cláusula Quinta do contrato. Ou seja, a ANEEL celebrou um 
contrato permitindo ampla liberdade de gestão pela empresa, inclusive de empreender a obra por sua conta e risco, 
podendo propor alterações de localização da subestação e de traçado da linha, mantendo proximidade ao ponto 
indicado no relatório R3, mediante justificativa técnica a ser submetida junto com o Projeto Básico para aprovação da 
ANEEL. 
48. 
Para a Procuradoria, o conflito relatado restringiu-se somente 5 km do traçado e a questão judicial 
envolveu apenas duas torres. Ora, quanto a este aspecto, tais eventos não podem ser caracterizados como 
imprevisíveis ou extraordinários, mas estão dentro do aspecto gerencial do empreendimento controlado pela 
concessionária. Daí porque não há que se falar em excludente de responsabilidade da concessionária pelo 
descumprimento do cronograma contratual.

II.4 - Incêndio ocorrido no alojamento do canteiro de obras da SE Paranaíta (impacto de 2 meses de atraso)  
 
49. 
A transmissora alega que no dia 23 de maio de 2014 ocorreu um incêndio no alojamento do consórcio 
Engetuc, responsável pela construção da SE Paranaíta e que tal incêndio causou atraso de aproximadamente 2 
meses. 
 
50. 
Da mesma forma, ratificando o entendimento da SFE, entende-se que o incêndio ocorrido, por força 
contratual, não está entre os motivos que poderiam alterar os marcos intermediários do cronograma do Contrato de 
Concessão. 
 
51. 
Vale ressaltar que, de forma explícita e objetiva, o Contrato de Concessão trata de atrasos 
considerando as seguintes hipóteses: 
(...) 
Quinta Subcláusula - O descumprimento dos marcos intermediários do cronograma de construção, motivados por 
ocorrências no processo de licenciamento ambiental, não imputáveis à TRANSMISSORA, desde que justificados e 
aceitos pela fiscalização da ANEEL, poderão ocasionar a revisão dos prazos dos cronogramas de construção, 
propostos pela TRANSMISSORA. 
Sexta Subcláusula - Eventuais atrasos durante o período de construção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, 
por ocorrências não imputáveis à TRANSMISSORA, decorrentes de embargos administrativos ou judiciais quanto ao 
uso da faixa de servidão da linha de transmissão, que comprometam os prazos de execução, poderão, desde que 
devidamente justificados e aceitos pela fiscalização da ANEEL, ocasionar a revisão dos cronogramas de construção”. 
(...) 
 
52. 
Para a Procuradoria, este ocorrido não pode ser entendido como extraordinário e totalmente 
imprevisível. No caso concreto, tal situação pode ser enquadrada como hipótese de “fortuito interno”, que ocorre 
quando um prestador de serviços é chamado a responder por danos que, ainda que não tenham sido por ele 
provocados, relacionam-se com os riscos envolvidos na atividade profissionalmente por ele exercida. 
 
53. 
Para a SCT e SFE, observadas as hipóteses previstas no Contrato, nem todos os fatores não previstos 
pela Concessionária quando da elaboração da proposta devem ser motivos para que seja realizado alteração dos 
marcos intermediários do cronograma.  
 
54. 
E ainda, vale ressaltar, para todos os fatos apresentados, que a Décima Subcláusula da Cláusula 
Quarta do Contrato estabelece como obrigação da transmissora, ou seja, como risco ordinário do negócio, a adoção 
de todas as providências necessárias junto ao órgão responsável para obtenção dos licenciamentos, por sua conta e 
risco, bem como, o cumprimento de todas as suas exigências, com o que concordo. 
 
55. 
Finalmente, destaco que a solicitação da TP NORTE de medida Cautelar de suspensão da aplicação 
do desconto da RAP previsto na Resolução Normativa 270/2007 perdeu o objeto, haja vista a apreciação do mérito 
da questão apresentada anteriormente. 
 
 
III - DIREITO

56. 
Este voto encontra amparo legal nos seguintes dispositivos: (i) Resolução Normativa 273/2004; (ii) 
Resolução Normativa 270/2007; e (iii) Contrato Concessão 12/2012. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
57. 
Diante do exposto e do que consta do Processo 48500.000498/2015-91, voto por (i) indeferir o pedido 
da Matrinchã Transmissora de Energia S.A. - TP NORTE para prorrogar o cronograma das instalações de transmissão 
do Contrato de Concessão 012/2012; e (ii) declarar perda de objeto do pedido de providência cautelar da TP NORTE, 
no sentido de suspender o desconto no Pagamento-Base previsto na REN 270/2007. 
Brasília, 19 de julho de 2016. 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor