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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

48554.001156/2015-00

Nota Técnica n° 0032/2015-SRD/ANEEL

Em 2 de junho de 2015.

Processo: 48500.004452/2014-60 Assunto: Transferência de Demais Instalações de Transmissão – DIT para as distribuidoras.

I. DO OBJETIVO 1. Propor abertura de audiência pública acerca da transferência das Demais Instalações de Transmissão – DIT, atualmente sob responsabilidade de concessionárias de transmissão, para as distribuidoras. II. DOS FATOS 2. A Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2014/2015, aprovada pela Portaria nº 2.976, de 10/12/2013, traz em seu item 39 a atividade de avaliar a necessidade de estabelecer critérios para a transferência das Demais Instalações de Transmissão – DIT de âmbito da distribuição. 3. O caput do art. 17 da Lei nº 9.074/19951 atribui ao poder concedente a responsabilidade por definir quais instalações de transmissão são de âmbito da distribuição. Tal atribuição foi repassada à ANEEL por meio do art. 6º, §2º, do Decreto nº 2.655/19982, atribuindo à Agência o dever de estabelecer critérios e procedimentos para classificação das instalações de transmissão.

1 Lei nº 9.074/1995. Art. 17. O poder concedente deverá definir, dentre as instalações de transmissão, as que se destinam à formação da rede básica dos sistemas interligados, as de âmbito próprio do concessionário de distribuição e as de interesse exclusivo das centrais de geração. [grifos nossos] 2 Decreto nº 2.655/1998. Art. 6º. § 2º As instalações e equipamentos considerados integrantes da Rede Básica de Transmissão, de conformidade com os procedimentos e critérios estabelecidos pela ANEEL, serão disponibilizadas, mediante Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão, ao Operador Nacional do Sistema Elétrico, e a este estarão subordinadas suas ações de coordenação e operação. [grifos nossos]

Fl. 2 da Nota Técnica n° 0032/2015-SRD/ANEEL, de 02/06/2015


4. Nesse cenário, foi publicada a Resolução Normativa – REN nº 67, de 8/6/2004, a qual estabeleceu em seu art. 4º, inciso III, que as “linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica” sob responsabilidade de empresas de transmissão são classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT e não integram a Rede Básica. De modo complementar, o art. 5º, §3º3, estabelece que tais ativos são considerados de transmissão do âmbito próprio da distribuição 5. As DIT citadas no inciso III do art. 4º da REN nº 67/2004, hoje sob responsabilidade de concessionárias de transmissão, desempenham função típica de distribuição. Assim, estuda-se a conveniência de a ANEEL publicar uma norma que disponha sobre a transferência compulsória dessas instalações para as distribuidoras. Todavia, antes de avaliar se é tecnicamente oportuno promover a transferência das DIT citadas no inciso III do art. 4º da REN nº 67/2004 para as distribuidoras, foi encaminhado o Memorando nº 200/2014-SRD/ANEEL4, de 1º/4/2014, à Procuradoria Geral da ANEEL (PGE) acerca da viabilidade jurídica de a ANEEL determinar a transferência dos ativos.

6. Em resposta, a PGE editou o Parecer nº 183/2014-PGE/ANEEL/PGF/AGU5, de 9/5/2014, opinando “pela viabilidade jurídica da edição de Resolução Normativa que disponha a respeito da transferência de instalações classificadas como DIT das transmissoras para as distribuidoras.”

7. No âmbito do Processo nº 48500.001142/2013-11, foi realizada a transferência de ativos classificados como DIT da transmissora CHESF para as distribuidoras EBO e EPB. A transferência ocorreu mediante acordo entre as partes e não teve o caráter compulsório que se pretende dar ao processo ora instruído. No entanto, esse caso serviu para conhecer alguns aspectos relativos à transferência das DIT, tais como possíveis impactos tarifários e eventuais dificuldades técnicas na operação dos ativos.

8. No intuito de verificar outros desafios envolvidos nas transferências das DIT para as distribuidoras, realizou-se reunião técnica6 com a ABRADEE7 em 4/12/2013, na qual estavam presentes representantes das principais distribuidoras do país.

3 REN nº 67/2004. Art. 5º. § 3° Para fins de acesso de consumidores livres, centrais geradoras, importadores e/ou exportadores de energia, as instalações descritas no art. 4°, inciso III, desta Resolução, deverão ser consideradas como instalações de transmissão de âmbito próprio da distribuição, vinculadas à área de concessão em que se localizem, devendo a concessionária ou permissionária de distribuição local responder pela totalidade dos MUST contratados por esses usuários, visando o rateio a que se refere o parágrafo anterior. [grifos nossos] 4 Documento SIC nº 48554.000891/2014-00. 5 Documento SIC nº 48516.001470/2014-00. 6 Documento SIC nº 48554.002718/2013-00. 7 Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.



9. Posteriormente, avaliou-se a transferência dos ativos na região do Rio de Janeiro e Espírito Santo, envolvendo Furnas, Light, Ampla e Escelsa. Assim, foi enviado o Ofício Circular nº 0015/2014-SRD/ANEEL8, de 18/7/2014, para esses agentes e para o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

10. As observações de cada agente constam nas cartas9 CT-PR-6/14, de 8/8/2014 (Escelsa), Carta Ampla 438-DR-14, de 7/8/2014, FRF-051/14, de 12/8/2014 (Light), REQ.GCO.P.00060.2014, sem data (Furnas) e Carta ONS – 1258/100/2014, de 21/8/2014.

11. Após a edição de uma proposta preliminar, os agentes mais afetados por uma eventual transferência das DIT foram chamados para expor o seu ponto de vista sobre o assunto. Os Ofícios10 nº 187/2015-SRD/ANEEL, 188/2015-SRD/ANEEL, e 189/2015-SRD/ANEEL, todos de 23/3/2015, foram enviados, respectivamente, para CPFL Paulista, CTEEP e Elektro.

12. As atas11 das reuniões realizadas, bem como as respostas12 das distribuidoras Elektro e CPFL Paulista aos referidos ofícios encontram-se nos autos do processo.

III. DA ANÁLISE 13. A seguir, são apresentadas as análises realizadas e respectivas justificativas para os itens da proposta de transferência de DIT. Essa Nota Técnica caracteriza o problema a ser resolvido, analisa alternativas de tratamento e apresenta as justificativas para a intervenção regulatório no sentido de transferir as DIT. Ademais, são avaliados os impactos da proposta. Assim, os esclarecimentos oferecidos por meio desta Nota Técnica fazem parte da análise prévia da nova regulamentação, conforme determina a REN nº 540/201313. 14. Em anexo a esta Nota Técnica encontram-se: (i) Formulário de Análise de Impacto Regulatório; (ii) minuta de Resolução Normativa; e (iii) planilha com listagem dos módulos a serem transferidos14.

8 Documento SIC nº 48554.001771/2014-00. 9 Documentos SIC nº 48513.025310/2014-00, 48513.027243/2014-00, 48513.026834/2014-00, 48513.027060/2014-00 e 48513.028227/2014-00, respectivamente. 10 Documentos SIC nº 48554.000644/2015-00, 48554.000645/2015-00 e 48554.000646/2015-00, respectivamente. 11 Documentos SIC nº 48554.000981/2015-00 (CTEEP), 48554.000979/2015-00 (Elektro) e 48554.000980/2015-00 (CPFL Paulista). 12 Documentos SIC nº 48513.012352/2015-00 (CPFL Paulista) e 48513.011183/2015-00 (Elektro). 13 Dispõe sobre a obrigatoriedade de se fazer Análise de Impacto Regulatório – AIR previamente à expedição de qualquer ato normativo pela ANEEL. 14 Nessa planilha não é possível identificar a distribuidora responsável pela incorporação das entradas de linha nas subestações. Isso se dá em função da impossibilidade de se verificar se as entradas de linha estão conectadas aos barramentos secundários.



III.1 A origem das DIT, motivações e vantagens da transferência para as distribuidoras

15. De acordo com o art. 17 da Lei nº 9.074/1995, cabe ao Poder Concedente definir, dentre as instalações de transmissão, as que se destinam à Rede Básica e as que são de âmbito da distribuição. Ao regulamentar esse dispositivo, no contexto da reestruturação do setor elétrico ocorrida no final dos anos 1990, a ANEEL publicou a Resolução nº 245/199815, a qual revisou a Portaria DNAEE nº 244/1996 e estabeleceu que a Rede Básica seria constituída pelas linhas e subestações com tensão igual ou superior a 230 kV, sem dar tratamento às instalações com nível de tensão inferior. 16. Não compondo a Rede Básica, o acesso de novos agentes em instalações de transmissão de tensão inferior a 230 kV passou a ser caracterizado como acesso em instalações de distribuição, de acordo com o que foi estabelecido na Resolução nº 286/199916.

17. A Resolução nº 433/200017 reeditou os critérios para composição da Rede Básica, estabelecendo que o investimento em transformadores de potência com tensão secundária inferior a 230 kV, e suas conexões, seria de responsabilidade do acessante e não comporiam a Rede Básica. Todavia, frente às dificuldades de investimento das distribuidoras para essas instalações, a Resolução nº 489/200218 permitiu que esses investimentos fossem realizados pelas transmissoras, apesar de serem de responsabilidade das distribuidoras.

18. Posteriormente, a REN nº 67/2004 finalmente deu tratamento específico às instalações de tensão inferior a 230 kV de propriedade de transmissora, classificando-as como DIT. Já as regras de acesso nessas instalações foram estabelecidas na REN nº 68/2004. Esta Resolução transferiu para as transmissoras a responsabilidade pelos reforços nas DIT. Desse modo, as REN nº 67 e 68/2004 alteraram as responsabilidades sobre as DIT. Até então, a responsabilidade era das distribuidoras e, após, passou para as transmissoras.

15 RES nº 245/1998. Art. 2º A Rede Básica dos sistemas elétricos interligados será constituída por todas linhas de transmissão em tensões de 230 kV ou superior e subestações que contenham equipamentos em tensão de 230 kV ou superior, integrantes de concessões de serviços públicos de energia elétrica. 16 RES nº 286/1999 Art. 1º §5º Os valores das tarifas de uso das instalações de transmissão não componentes da Rede Básica, tratadas na Resolução no 142, de 9/06/99, como conexão das concessionárias de distribuição, serão iguais às tarifas de uso das instalações de distribuição destas, no período enfocado no parágrafo anterior, observado o nível de tensão correspondente. 17 RES nº 433/2000 Art. 3º Art. 3º Integram a Rede Básica as linhas de transmissão, os barramentos, os transformadores de potência e os equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV, com exceção das seguintes instalações e equipamentos: [...] III - transformadores de potência com tensão secundária inferior a 230 kV, inclusive a conexão. Parágrafo único. As instalações e equipamentos de que tratam os incisos I, II e III deste artigo serão de responsabilidade do acessante. 18 RES nº 489/2002 Art. 7º As concessionárias de transmissão ficam autorizadas a implementar as instalações de que tratam os incisos I, II, III, IV e V, art. 2º, desta Resolução, desde que previamente contratadas pelos respectivos usuários.



19. Enquanto as distribuidoras enfrentavam dificuldades técnicas e financeiras para assumir as responsabilidades sobre as DIT, a expansão do mercado continuava a exigir reforços nessas instalações, principalmente nas subestações de fronteira. Nesse cenário, as REN nº 67/2004 e nº 68/2004 visavam evitar a formação de uma lacuna nos reforços das DIT, atribuindo aos proprietários das instalações (transmissoras) tal responsabilidade.

20. De fato, as resoluções solucionaram a questão à época, mas o modelo por elas estabelecido passou a apresentar, posteriormente, alguns inconvenientes. Em especial, destaca-se a dificuldade de garantir as ampliações e reforços das DIT no ritmo demandado pelos usuários do sistema de distribuição, notadamente nos níveis de tensão mais baixos. Por serem classificadas como instalações de transmissão, o planejamento da expansão das DIT é centralizado, definido no PAR-DIT19 elaborado anualmente pelo ONS20 em consonância com o planejamento de responsabilidade da Empresa de Pesquisa Energética – EPE e do Ministério de Minas e Energia – MME. Todavia, essas instalações desempenham função de distribuição, o que exige um maior dinamismo e celeridade de sua expansão para acompanhar o crescimento da demanda em níveis de tensão mais baixos. 21. Nesse contexto, o planejamento setorial centralizado não determina novas obras de expansão de DIT, restringindo-se a reforços, o que tem resultado em conflitos no tocante as responsabilidades das distribuidoras para execução de obras de expansão. O assunto é tema de um grupo de trabalho criado pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, no qual a ANEEL participa.

22. Dada a impossibilidade de autorizar a expansão das DIT, outras soluções acabam sendo viabilizadas para assegurar o atendimento ao crescimento do mercado de energia elétrica. Como alternativa, são autorizadas ou licitadas expansões no sistema de transmissão ou reforços em DIT. A consequência é que se adotam soluções não ideais de planejamento, que normalmente são mais demoradas e onerosas ao consumidor final.

19 Plano de Ampliações e Reforços na Rede nas Demais Instalações de Transmissão. 20 REN nº 68/2004. Art. 2º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, em sua proposta anual de ampliações e reforços na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN, deverá incluir: I – as ampliações e reforços nas Demais Instalações de Transmissão, definidas conforme Resolução Normativa n° 67, de 8 de junho de 2004; e II – as novas linhas de transmissão e subestações de âmbito próprio de concessionária ou permissionária de distribuição, cuja implementação seja necessária para minimizar os custos de expansão e de operação do SIN e promover a utilização racional dos sistemas existentes.



23. Em alguns casos, esse procedimento dificulta a prestação do serviço adequado ao usuário final pela distribuidora. Na rede de distribuição comum, a distribuidora é inteiramente responsável por conectar o sistema de transmissão e o ponto de conexão do usuário final, de modo que cabe somente a ela a responsabilidade por planejar adequadamente o sistema de distribuição para atender a seu mercado próprio. Isso é muito importante, uma vez que a distribuidora é o ente que detém as melhores informações sobre sua área de atuação e, consequentemente, é quem – em tese – melhor pode planejar a expansão do seu sistema. Ou seja, a responsabilidade pelo atendimento ao mercado está vinculada à liberdade de planejamento. 24. Portanto, a atividade da distribuidora não se resume apenas a operar redes elétricas, mas também abrange fazer o correto planejamento e executar melhorias e expansões dos ativos com foco no atendimento ao usuário final. No entanto, isso não ocorre nas DIT. Sobre as DIT, a distribuidora não tem liberdade operacional e de planejamento, tampouco executa melhorias e expansões, apesar das discussões acerca de sua responsabilidade sobre estas últimas atividades.

25. Consequentemente, a existência das DIT faz com que entre o sistema de transmissão e o usuário final haja trechos de rede sobre os quais a distribuidora não pode executar plenamente suas atividades. Para cumprir as obrigações impostas pelo contrato de concessão, a distribuidora se vê dependente de entes que fazem o planejamento centralizado e das transmissoras executarem obras em âmbito de distribuição. Logo, uma parcela da atividade de distribuição é executada por outros, embora a responsabilidade recaia exclusivamente sobre a distribuidora. A execução de uma mesma atividade (distribuição) por mais de um agente acaba por dificultar a atribuição de responsabilidades e promover uma ineficiência operacional. Assim, a liberdade para planejar e operar os ativos, que a distribuidora precisa usufruir para cumprir as obrigações impostas pelo Contrato de Concessão, fica reduzida em função da existência de ativos de distribuição operados e planejados por outrem.

26. O resultado é prejuízo à adequada prestação dos serviços aos usuários finais. Para realizar o atendimento a nova carga, por exemplo, a distribuidora depende 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 Resolução Normativa nº 414/2010, aos quais a distribuidora deve se submeter. Portanto, há casos de perda de prazo pela distribuidora em função da burocracia do processo de reforço das DIT.

27. Dessa forma, um dos principais inconvenientes relacionados às DIT é a atribuição de atividades típicas de distribuição (planejamento, construção e operação de ativos em tensão inferior a 230 kV) a entes que não sejam a detentora da concessão ou permissão do serviço público de distribuição energia elétrica. O resultado é a adoção de soluções não ideais de expansão, reforços e melhorias e dificuldades das distribuidoras na plena prestação do serviço adequado aos usuários finais.



28. O sistema elétrico brasileiro foi estruturado com base na segregação das atividades, de modo que cabe às centrais geradoras gerar energia, às transmissoras transmitir e às distribuidoras distribuir. Evidentemente esse modelo permite exceções, em que as distribuidoras podem gerar energia sob condições especiais21, por exemplo. As DIT também representam uma exceção nesse modelo, em que as transmissoras fazem distribuição ao operar ativos em tensão inferior a 230 kV. O problema é que, além de isso retirar a liberdade operacional e de planejamento da distribuidora, tal atividade não faz parte da atividade principal de muitas empresas de transmissão. Desse modo, essas concessionárias se veem obrigadas a contratar mão-de-obra específica e comprar equipamentos sem ganhos de escala para operar, manter e reforçar essas DIT. Em alguns casos, a transmissora contrata a própria distribuidora atendida pela DIT para dar um primeiro atendimento nas subestações de tensão inferior a 230 kV, conforme relatado pela Elektro22. 29. A distorção não afeta apenas distribuidoras e transmissoras, mas os consumidores também sentem efeitos da existência das DIT, que, por serem instalações de transmissão, têm regras diferenciadas de conexão, definidas no Módulo 3 dos Procedimentos de Rede, normalmente, com padrões superiores aos empregados na distribuição. Desse modo, apesar de também estarem no âmbito da distribuição, os agentes que se conectam em DIT recebem tratamento diferente ao que é dado aos seus semelhantes simplesmente por estarem em instalações de propriedade de uma transmissora, sem motivação técnica aparente. 30. De certa forma, essas dificuldades já haviam sido previstas anteriormente, no Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro – RESEB, estabelecido em 1996. Os estudos do RESEB consideraram duas formas de estabelecer o limiar entre distribuição e transmissão: pela função dos ativos ou pelo nível de tensão (230 kV). O projeto concluiu, já naquela época, que a segunda opção é melhor, tendo em vista ser mais clara, objetiva e fácil de implementar. A definição pela função dos ativos, além de bastante complexa, é subjetiva na medida em que sempre é possível classificar qualquer ativo do setor elétrico como de importância sistêmica. Adicionalmente, a função de determinado ativo pode mudar ao longo do tempo, de modo que ele poderia ficar oscilando entre distribuição e transmissão, gerando dificuldades operacionais e insegurança regulatória.

31. Definir o que é transmissão com base no nível de tensão é bastante razoável, na medida em que a importância do ativo não está vinculada à sua propriedade. Ou seja, não apenas as transmissoras podem deter ativos de importância sistêmica, de modo que as distribuidoras também desempenham esse papel, como já fazem atualmente. Portanto, não encontra respaldo técnico, legal ou regulatório a tese de que os ativos de importância sistêmica deveriam ser operados apenas por transmissoras.

21 Vide §§5º e 6º, art. 4º da Lei nº 9.074/1995. 22 Documento SIC nº 48513.011183/2015-00.



32. Entende-se que hoje há uma janela de oportunidade para promover a aplicação do conceito de estabelecer o nível de tensão 230 kV como limiar entre os sistemas de transmissão e distribuição. Ao fazê-lo, inevitavelmente, enfrentar-se-ão as mesmas dificuldades que levaram à edição das REN nº 67/2004 e nº 68/2004: dificuldades financeiras e operacionais das distribuidoras em receber esses ativos.

33. Hoje, as dificuldades financeiras estão relacionadas, principalmente, ao ressarcimento dos investimentos não amortizados das transmissoras. No entanto, boa parte dessa questão foi sanada com a edição da Lei nº 12.783/2013, conversão da Medida Provisória – MP nº 579/2012. Essa Lei promoveu a indenização dos ativos de transmissão não amortizados como condição para renovação antecipada dos contratos, dentre os quais, encontravam-se as DIT. Desse modo, a Lei amortizou as DIT existentes quando da sua publicação, e, portanto, o óbice financeiro encontra-se reduzido.

34. Do lado operacional, acredita-se que os empecilhos existentes na época das privatizações tenham sido superados. Naquele momento de reestruturação, as distribuidoras passavam por muitas mudanças, o que dificultava concentrar esforços em promover ampliações nas DIT. Ainda que os desafios atuais das distribuidoras sejam amplos, as empresas já se encontram estabelecidas há quase duas décadas. Além disso, os inconvenientes surgidos após as REN nº 67/2004 e nº 68/2004 são maiores do que as eventuais dificuldades operacionais que as distribuidoras teriam para passarem a operar as DIT.

35. Em outras palavras, do ponto de vista operacional, o principal motivador para a criação das DIT já não existe mais, de modo que é mais adequado conviver temporariamente com os ônus de transferência das DIT do que conservar essas instalações sob responsabilidade das transmissoras e manter as dificuldades anteriormente citadas.

36. Assim, pretende-se aproveitar esse momento específico em que as DIT encontram-se, em sua maioria, amortizadas pelos efeitos da Lei nº 12.783/2013 para promover a transferência dessas instalações para as distribuidoras. Ainda que o momento atual seja oportuno, o processo de transferência é complexo e exigirá bastante empenho dos agentes envolvidos, devendo-se buscar maneiras de tornar a transição mais amena.

37. Com esse cuidado, a Abrate23 manifestou24 a sua preocupação quanto à possibilidade de agravamento da situação econômica das transmissoras em função das transferências das DIT. A entidade ressalta que as transmissoras ainda se encontram “em processo de recuperação da sustentabilidade econômico-financeira”, decorrente da redução de receita provocada pela Lei nº 12.783/2013. Na visão da associação, esse é um momento crítico de recuperação das empresas, e o processo seria prejudicado em função da indefinição sobre a forma de indenização dos ativos anteriores a maio de 2000, aliado à complexidade das alterações provocadas por uma eventual transferência das DIT (redução adicional de receita, rescisões contratuais, impactos trabalhistas, etc). A consequência seria a redução da capacidade das transmissoras de investir em novos empreendimentos.

23 Associação Brasileira de Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica. 24 Carta CT-009/2015, de 28/4/2015. (Documento SIC nº 48513.012595/2015-00).



38. Também contrária à transferência das DIT, a transmissora CTEEP prevê25 uma diminuição de 30% de sua receita em decorrência do processo aqui discutido, fato que poderia provocar redução de cerca de 400 postos de trabalho na empresa. Alternativamente, a CTEEP propõe que apenas as DIT radiais sejam transferidas às distribuidoras, sob justificativa de que essas instalações não teriam caráter sistêmico.

39. Todavia, é válido lembrar que a transferência das DIT não cessará a necessidade de operar e manter as instalações. Assim, as distribuidoras que farão essas atividades precisarão de mão-de-obra capacitada para cumprir as novas obrigações. Quando à alternativa de manter as instalações sistêmicas com as transmissoras, não se entende que a justificativa prospere pelas razões já expostas.

40. Além disso, a renovação das concessões promovida pela referida Lei foi um ato voluntário das transmissoras, que livremente aceitaram submeter-se às condições exigidas, por questões estratégicas de cada empresa. De fato, ao optarem pela renovação antecipada, as transmissoras consideraram um cenário em que as DIT estariam sob sua responsabilidade, e a transferência das DIT poderá afetar algumas empresas que já sofreram redução de receita decorrente da Lei nº 12.783/203. No entanto, não se espera que os impactos atinjam as empresas de forma generalizada. Em outras palavras, sabe-se que algumas transmissoras serão afetadas pelas transferências das DIT, mas isso ocorreria de forma individualizada, sem potencial para afetar a capacidade de investimento do setor de transmissão. Ainda que as preocupações da Abrate e da CTEEP sejam válidas, não se pode abdicar de um benefício à sociedade em geral em função das adversidades que a transferência das DIT causará em algumas transmissoras. 41. Adicionalmente, a redução de receita eventualmente provocada pela transferência das DIT necessariamente estará acompanhada da redução de obrigações, não se tratando, portanto, de desequilíbrio econômico-financeiro, mas do seu reestabelecimento em outro patamar.

42. Em muitos casos, a transferência das DIT será de interesse tanto da transmissora quanto da distribuidora, a exemplo do ocorrido no caso CHESF/EBO/EPB. Em outras situações, o processo exigirá readequação de algumas transmissoras específicas, revelando-se um óbice de menor magnitude e passageiro. Entretanto, acredita-se que os inconvenientes acima relatados são maiores do que as dificuldades momentâneas que as transmissoras e distribuidoras enfrentarão ao longo do processo de transferência.

43. É importante destacar que o foco das transferências aqui propostas não é extinguir as DIT do setor elétrico brasileiro. Deseja-se aproveitar um momento em que as instalações encontram-se majoritariamente depreciadas para equacionar alguns inconvenientes decorrentes da sua existência.

44. Para efetuar a transferência dessas instalações, deve-se definir: (i) quais instalações serão transferidas e quem irá recebê-las, (ii) questões financeiras da transferência e (iii) os critérios gerais da transferência. A seguir, discorre-se a respeito desses temas.

25 Conforme reunião realizada em 7/4/2015. (Documento DIC nº 48554.000981/2015-00)



III.2 Definição dos ativos a serem transferidos e das distribuidoras que os receberão

45. O art. 4º da REN nº 67/2004 define como DIT:

“Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações de Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios:

I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo;

II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais; e

III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica.”

46. Os dois primeiros tipos de DIT não têm, via de regra, interesse sistêmico para a distribuição e não fazem parte do escopo da atividade prevista no item 39 da Agenda Regulatória para o biênio 2014/2015. Dessa forma, a transferência ora proposta contempla apenas as instalações de transmissão descritas no inciso III, art. 4º, REN nº 67/2004, instalações essas caracterizadas por tensão de operação inferior a 230 kV.

47. Com base no SIGET26, esse tipo de DIT é composto por cerca de 7 mil módulos espalhados em 503 subestações e em 288 circuitos de linha de distribuição, conforme dados do ciclo 2014/2015. A proposta aqui exposta trata tanto das DIT em operação, quanto para as DIT planejadas ou em construção.

III.2.a Subestações 48. As subestações podem ser divididas em dois tipos: aquelas em que a tensão primária já se encontra em nível de distribuição (abaixo de 230 kV), doravante “SE DIT”; e as Subestações de Rede Básica de Fronteira, com um nível de tensão de transmissão (igual ou superior a 230 kV) e pelo menos um nível de tensão de distribuição, doravante “SE RBF”. 49. A proposta é que as SE DIT sejam integralmente transferidas para as distribuidoras, que passariam a ser responsáveis pela operação, manutenção e ampliação de todos os ativos que compõem essas subestações. Isso porque tais subestações são “puramente” de distribuição, e devem estar integralmente sob responsabilidade das distribuidora.

26 Sistema de Gestão de Transmissão.



50. Nas SE RBF, a definição das instalações que seriam transferidas para as distribuidoras é um pouco mais complexa, de modo que foram levados em consideração diversos cenários:

Não transferir ativos no nível de tensão do secundário do transformador de fronteira: nenhum dos ativos na subestação de fronteira seria transferido à distribuidora, que permaneceria responsável apenas pelas linhas que se conectam na subestação.

Transferir apenas as Entradas de Linha: transferir apenas os ativos que compõem as entradas de linha para as distribuidoras acessantes.

Transferir o barramento secundário: além das entradas de linha, transferir o barramento secundário do transformador de fronteira, disjuntores de linha e interligação de barra para uma distribuidora que passaria a ser responsável pelos demais acessos no nível de tensão secundário.

Transferir os disjuntores de conexão do barramento secundário: fazer a transferência dos disjuntores que interligam o barramento ao transformador de fronteira para a distribuidora responsável pelos demais acessos no nível de tensão secundário da subestação.

51. Inspirando-se na proposta da ABRADEE, apresentada em reunião de 4/12/201327, a figura abaixo reúne o diagrama esquemático das opções acima listadas.

Figura 1: Diagramas das opções de transferência dos ativos nas subestações de fronteira.

27 Documento SIC nº 48554.002718/2013-00.



52. Com o objetivo de colher subsídios sobre os impactos positivos e negativos das transferências das DIT, a SRD realizou consulta aos agentes envolvidos no subsistema Adrianópolis, localizado em parte do Rio de Janeiro e do Espírito Santo. Sobre o assunto, o ONS declarou28 sua preferência por transferir apenas as entradas de linha. Segundo o Operador, “esta medida visa reduzir os impactos iniciais da mudança e representam um caminho de prudência que assegure maior segurança à operação e viabilidade física e econômica.” A entidade alerta que isso eliminaria eventuais problemas advindos com o compartilhamento da instalação quando da recomposição após perturbação geral, e evitaria a impossibilidade de delegação de autonomia para os agentes e dificuldades na preparação de manobras de intervenção. Da mesma forma, não haveria impactos nos pontos de conexão à Rede Básica nos pontos de medição para faturamento – SMF.

53. Por outro lado, a Elektro, em reunião realizada em 8/4/201529, manifestou-se favoravelmente à transferência do barramento secundário do transformador de fronteira à distribuidora. Na visão da empresa, essa alternativa mitiga problemas relacionados com a expansão de instalações de transmissão para o atendimento ao mercado de distribuição, além de favorecer os ganhos de escala na operação de ativos em nível de tensão abaixo de 230 kV.

54. Nessa mesma linha, o Grupo CPFL manifestou-se, em reunião no dia 16/4/201530, ser favorável à transferência dos barramentos secundários, entradas de linha e interligações de barra para a responsável pela concessão onde a subestação está localizada. A empresa embasa sua posição na menor complexidade na separação de ativos e no fato de a transmissora ter que relacionar-se com uma única distribuidora em cada subestação.

55. A transmissora CTEEP declarou-se31 contrária à transferência de qualquer DIT de caráter sistêmico às distribuidoras, mas, caso a proposta fosse levada adiante, a empresa entende que os barramentos secundários também devem ser repassados às distribuidoras.

28 Carta ONS – 1258/100/2014, de 25/8/2014, SIC nº 48513.028277/2014-00. 29 Documento SIC nº 48513.000979/2015-00. 30 Documento SIC nº 48513.000980 /2015-00. 31 Em reunião ocorrida em 7/4/2015, conforme Documento SIC nº 48554.000981/2015-00.



56. Avaliando os argumentos favoráveis e contrários à transferência do referido barramento, acredita-se ser mais oportuno mantê-lo sob responsabilidade da transmissora. O transformador de fronteira é um equipamento da Rede Básica32, sendo importante manter os barramentos a ele conectados sob responsabilidade do mesmo agente que o opera. Como bem observou o ONS, isso favorece a operação da subestação e afasta possíveis problemas, especialmente na recomposição após perturbação, uma vez que o acessante poderia ter dificuldades em identificar a condição em que se encontra o sistema elétrico. De forma similar, a transferência do módulo de conexão do transformador de fronteira apresenta as mesmas desvantagens citadas na transferência do barramento secundário. Adicionalmente, não se acredita que os inconvenientes citados pelas distribuidoras sejam impeditivos à adoção dessa alternativa, uma vez que os eventuais problemas estariam significantemente reduzidos em função da transferência das outras DIT. Assim, nas SE RBF, os equipamentos diretamente ligados ao secundário do transformador de fronteira permaneceriam como DIT.

57. Nesse cenário, entende-se que as entradas de linha conectadas nesse barramento sigam a regra estabelecida no §3º, art. 4º-B da REN nº 68/2004, que podem ser tanto de propriedade de distribuidora como de transmissora. Portanto, sugere-se manter a situação atual e não transferir as entradas de linha conectadas ao barramento secundário do transformador de fronteira.

58. É comum que as SE RBF tenham outro nível de tensão de distribuição além do secundário/terciário do transformador de fronteira. Nesses demais níveis de tensão de distribuição, propõe-se aplicar as mesmas regras das SE DIT, ou seja, transferir as entradas de linha para as distribuidoras acessantes e os demais ativos desses níveis de tensão uma única distribuidora.

59. Quanto à definição de quem receberá as subestações, é possível seguir dois critérios:

Geográfico: a distribuidora detentora da concessão onde se localiza a subestação seria a responsável por incorporá-la. Assim procedendo, assegurar-se-ia que a distribuidora operaria apenas ativos geograficamente localizados dentro de sua área de atuação, o que, em tese, facilitaria e reduziria custos de operação e manutenção

Usuário Predominante: a subestação seria incorporada pela distribuidora que atualmente contrata o maior MUST, independentemente da localização geográfica do ativo. Esse critério garante que a subestação seja transferida para a distribuidora que mais se interessa pelo seu bom funcionamento.

60. Na grande maioria dos casos os dois critérios são coincidentes, ou seja, a detentora da área de concessão é quem contrata o maior MUST. Quando isso não ocorre, o MUST contratado pela detentora da concessão é próximo ao maior contratado por outra distribuidora, de modo que os casos em que isso não ocorre restringem-se a poucas subestações localizadas na fronteira entre distribuidoras.

32 Conforme art. 3º, II, da REN nº 67/2004.



61. Para a proposta aqui tratada, opta-se pelo critério geográfico, tendo em vista a facilidade operacional que ele proporciona e a pontualidade dos casos em que o outro critério prevalece. Além disso, o MUST contratado por uma distribuidora na subestação pode variar ao longo do tempo, enquanto a área de concessão da distribuidora é um parâmetro mais perene. Portanto, a distribuidora detentora da área de concessão onde se localiza a subestação deverá incorporá-la. Deve-se fazer ressalva quanto à incorporação das SE DIT e SE RBF por permissionárias de distribuição. A transferência dessas subestações implicaria em complexas adaptações operacionais, incompatíveis com o porte dessas empresas. Logo, quando essas subestações se localizarem em áreas de permissionárias, se arbitrará uma concessionária de distribuição responsável pela incorporação. 62. Uma vez que as DIT passarão a fazer parte da distribuição, entende-se que a situação pós-transferências deve estar condizente com a regulamentação de acesso ao sistema de distribuição, estabelecidos no Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST e na REN nº 506/2012. Segundo o art. 21 dessa REN, a distribuidora acessante é responsável pelas instalações que constituem o ponto de conexão. Quando o acesso se dá em uma subestação, o ponto de conexão é comumente caracterizado pelo módulo de manobra (entrada de linha) que interliga a rede da distribuidora acessante e o barramento acessado. Portanto, nesses casos, a distribuidora acessante seria o agente responsável pelo ponto de conexão.

63. Todavia, de acordo com os casos concretos recentemente tratados pela SRD e com as reuniões realizadas com CPFL Paulista e Elektro, a prática adotada no caso de acesso entre distribuidoras não está condizente com esta interpretação. Na maioria das situações que chegaram ao conhecimento do regulador, as entradas de linha nos casos de acesso entre distribuidoras estão sendo operadas e mantidas pelas proprietárias das subestações conectadas, e não pelas acessantes. Segundo os relatos coletados, isso se daria para garantir a segurança do barramento acessado e pela facilidade operacional. Seguindo essa prática, dever-se-ia determinar que as entradas de linha DIT fossem incorporadas pela empresa futuramente responsável pela subestação, e não pela distribuidora acessante. Entretanto, como essa constatação embasa-se em uma quantidade pouco significativa de casos, ainda não se pode adota-la como prática generalizada.

64. Desse modo, opta-se por aplicar a interpretação da regulamentação vigente quanto à propriedade das entradas de linha no caso de acesso entre distribuidoras na incorporação das DIT. Consequentemente, quando as SE DIT e os barramentos das SE RBF passarem a ser instalações de distribuição, as entradas de linha referentes ao acesso de distribuidora serão transferidas para as respectivas distribuidoras acessantes, e não à distribuidora que ficará responsável pelo restante da subestação. 65. No entanto, incentiva-se que as distribuidoras se manifestem, no âmbito da Audiência Pública, quanto ao melhor cenário para definição dos proprietários pelas entradas de linha, sem se ater ao disposto na REN 506/2012.



66. Em resumo, as SE DIT seriam transferidas para as distribuidoras detentoras da área de concessão onde estão localizadas. Já as SE RBF teriam os barramentos e equipamentos com tensão inferior a 230 kV transferidos para as distribuidoras detentoras da área de concessão onde estão localizadas, com exceção do barramento diretamente ligado ao transformador de fronteira. Tanto nas SE DIT quanto nas SE RBF, as entradas de linha referentes ao acesso de outras distribuidoras seriam transferidas para as respectivas acessantes.

III.2.b Linhas de distribuição 67. As linhas de distribuição sob responsabilidade de transmissoras devem ser incorporadas pelas distribuidoras pelas razões já relatadas nesta Nota Técnica. Algumas dessas linhas atendem exclusivamente a cargas de distribuição, enquanto outras aparentam servir mais como interligação do que às cargas de distribuição. 68. Um exemplo deste último tipo de rede seriam as linhas que interligam, via tensão secundária, duas subestações SE RBF sem atender a cargas de distribuição ao longo de sua trajetória. Uma opção seria manter tais instalações sob responsabilidade das transmissoras, uma vez que essas redes não teriam, aparentemente, serventia direta às distribuidoras. Todavia, isso não apenas continuaria obrigando as transmissoras a operar linhas em tensão inferior a 230 kV, como também significaria definir a propriedade do ativo baseado na sua aparente função, e não no seu nível de tensão. O problema de adotar esse princípio é que a função do ativo pode mudar ao longo do tempo, bastando, para isso, apenas que surja um acessante nessa rede. Ou seja, manter-se-ia a rede sob responsabilidade de transmissora sob o argumento de que ela serve exclusivamente ao bom funcionamento do sistema de transmissão, mas, ao surgir um acessante, tal justificativa se desfaz. 69. Em outras palavras, a definição do proprietário com base na função do ativo é um critério subjetivo e provisório. Assim fazendo, corre-se o risco de se ficar constantemente transferindo instalações de transmissoras para distribuidoras e vice-versa, à mercê dos acessos que vierem a ocorrer no sistema. Além das dificuldades operacionais de fazê-lo, haveria grande instabilidade regulatória. Por isso se entende que a propriedade do ativo não deve estar relacionada à sua função, mas sim à atividade desempenhada pelo proprietário, de modo que se segregam as atividades com base no nível de tensão. Desse modo, as redes com tensão abaixo de 230 kV são linhas de distribuição, ainda que interliguem duas SE RBF sem atender diretamente a nenhum consumidor ou central geradora atualmente. E, como instalações de distribuição, devem ser operadas e mantidas por distribuidoras.

70. É válido ressaltar que as redes DIT não deixarão de fazer parte da Rede de Operação definida pelo ONS após as transferências. O fato de o Operador precisar operar a rede não se altera com a mudança de proprietário.

71. Desse modo, propõe-se que todas as redes em tensão inferior a 230 kV atualmente classificadas como DIT sejam repassadas às distribuidoras. Evidentemente, não são objeto da transferência as redes de uso exclusivo de centrais geradoras e as autorizadas para consumidores, por não serem classificadas como DIT.



72. De acordo com a REN nº 506/2012, quando uma distribuidora acessa o sistema de outrem, ela é responsável por chegar até o ponto de conexão. Mantendo esse princípio, uma vez definidos os novos responsáveis pelas subestações de propriedade das transmissoras, as linhas seriam transferidas de modo que a distribuidora acessante ficasse responsável pelas instalações até o ponto de conexão. Em alguns casos, não é possível manter esse princípio, de modo que a lista preliminar de transferências contém exceções a tal regra. 73. Em decorrência desse critério, algumas distribuidoras passariam a ser responsáveis por linhas que cruzam área de concessão de terceiros. Tal situação é bastante comum, em que uma distribuidora atravessa área de concessão de outra para conectar-se ao sistema de transmissão para o atendimento de seu mercado próprio. Logo, não se vê óbice à transferência de uma rede DIT que atravesse mais de uma área de concessão para uma única distribuidora.

74. Nas manifestações das distribuidoras CPFL Paulista e Elektro, as empresas sugeriram que a linha fosse transferida para a distribuidora que contivesse maior quilometragem do ativo dentro de sua área. A aplicação desse critério, inevitavelmente, faria com que distribuidoras acessadas possuíssem redes que seriam exclusivamente utilizadas pelas distribuidoras acessantes. Isso faria com que o acessado arcasse com parte dos custos do acessante, gerando subsídios cruzados indesejáveis. Por tal razão, esse critério foi descartado.

Resumo das DIT que serão transferidas

75. Em resumo, as seguintes DIT seriam transferidas:

Subestações com tensão primária inferior a 230 kV (SE DIT): todos os ativos na subestação seriam transferidos para distribuidora detentora da área de concessão onde se localiza a subestação, com exceção das entradas de linha referentes ao acesso de outras distribuidoras, que seriam transferidas para as respectivas acessantes.

Subestações de Rede Básica de Fronteira (SE RBF): os ativos com tensão inferior a 230 kV seriam transferidos para a distribuidora detentora da área de concessão onde se localiza a subestação, com exceção dos barramentos secundário e terciário do transformador de fronteira e das entradas de linha a ele conectadas (que não seriam transferidos), e das entradas de linha referentes ao acesso de outras distribuidoras conectadas aos demais barramentos (que seriam transferidas para as distribuidoras acessantes).

Linhas de distribuição: inteiramente transferidas para uma distribuidora, buscando manter o princípio de que o acessante detém os ativos à jusante do ponto de conexão.

76. As DIT em operação seriam transferidas de uma concessionária (de transmissão) para outra (de distribuição), de acordo com os procedimentos definidos na regulamentação econômica e financeira vigente.



77. Para as DIT autorizadas que não entraram em operação, propõe-se que a distribuidora incorpore imediatamente após o comissionamento. Desse modo, a transmissora executaria a construção e a distribuidora operaria o ativo. Isso evita a transferência do ativo ao longo de sua construção, o que traria, além de dificuldades na definição do montante a ser indenizado à transmissora, possíveis atrasos nas obras. Uma possível adversidade da alternativa adotada seria o risco moral da transmissora na construção do ativo. Sabendo que o ativo será operado por outrem, a transmissora poderia se sentir incentivada a adotar soluções e produtos de qualidade inferior. Uma forma de mitigar essa possibilidade é dar às distribuidoras a possibilidade de participar do comissionamento dos reforços já autorizados. Incentiva-se contribuições no sentido de apontar outras soluções para transferência das DIT que não estejam em operação.

78. Com as transferências aqui propostas, as DIT hoje sob responsabilidade das transmissoras reduzir-se-iam apenas ao barramento secundário do transformador de fronteira e entradas de linha e ele conectadas. Tal realidade imprime o dinamismo necessário à expansão do sistema de distribuição. As distribuidoras passariam a ficar livres para realizar a expansão, reforços e melhorias no sistema, sem necessidade de aval prévio do planejamento centralizado ou da execução de obras por terceiros. Desse modo, os agentes legalmente responsáveis pelo atendimento ao mercado seriam responsáveis por toda a rede que traz energia do sistema de transmissão para o usuário final. Em outras palavras, todo o sistema de distribuição passaria a ser operado pelos agentes diretamente responsáveis por ele, sem ter uma parcela dos ativos tratados como se transmissão fosse.

79. Além disso, a abrangência da REN nº 68/2004, que regulamenta o acesso às DIT, seria significantemente reduzida. Essa norma passaria a regulamentar somente o acesso ao barramento secundário do transformador de fronteira nas subestações de Rede Básica de Fronteira. O acesso em outros barramentos e em linhas em tensão de distribuição sob responsabilidade das transmissoras, depois de repassadas às distribuidoras, passaria a ser regido pela REN nº 506/2012 e pelo Módulo 3 do PRODIST.

80. Convém ressaltar que essa troca de responsabilidades não deve afetar a segurança operativa da rede elétrica. Desse modo, a Rede de Operação definida pelo ONS permaneceria inalterada, mudando apenas o agente com quem o Operador mantém o relacionamento, que passaria a ser a distribuidora. Do mesmo modo, a possibilidade de o planejamento centralizado determinar a execução de obras em instalações de tensão inferior a 230 kV manter-se-ia inalterada, uma vez que não se vê razão para diferenciar apenas pelo fato de o proprietário da rede ter mudado, conforme já previsto nos incisos I e II, art. 2º da REN nº 68/2004.

81. Evidentemente, a proposta aqui detalhada foi realizada com base em critérios objetivos e em informações disponíveis ao regulador, sem levar em conta eventuais especificidades dos casos concretos. Portanto, esperam-se contribuições no sentido de aperfeiçoar a lista de transferências inicialmente proposta com a experiência individual de cada agente interessado. Incentiva-se que as distribuidoras expressem, na forma de contribuições da Audiência Pública, a pretensão ou a contrariedade de incorporar ativos que estejam na lista preliminar aqui proposta.



82. De forma bem objetiva, espera-se que as distribuidoras sugiram incorporar ativos que não estejam contidos nessa listagem prévia ou se desejam incorporar ativos que, inicialmente, seriam incorporados por outras distribuidoras. Também se espera que as empresas se manifestem caso discordem em incorporar determinado ativo que seja sua obrigação. Obviamente, a decisão final caberá à Diretoria da ANEEL, mas as contribuições serão levadas em consideração se forem embasadas em justificativas claras, objetivas e que prezem pelo bem público.

III.4 Questões financeiras das transferências

83. Conforme anteriormente relatado, boa parte das DIT está totalmente amortizada em função da Lei nº 12.783/2013. Para esses ativos, a distribuidora não deve fazer a prévia indenização à transmissora, uma vez que essa indenização foi ou está sendo paga na forma definida pelo Poder Concedente. Nesses casos, portanto, a incorporação será não onerosa para a distribuidora, e a transmissora não faz jus a qualquer forma de ressarcimento, uma vez que os ativos já estão indenizados. 84. Para as DIT não amortizadas, avaliaram-se dois cenários de pagamento às transmissoras:

Cenário 1 – Pagamento “à vista”: a distribuidora pagaria à transmissora um valor de indenização equivalente ao valor não amortizado do ativo, previamente à incorporação. Nesse caso, haveria um investimento por parte da distribuidora que, conforme as regras definidas no PRORET, passariam a ser remunerados via TUSD a partir da revisão tarifária subsequente à incorporação. Esse cenário representa a aplicação da regra geral de transferência de ativo entre concessões, qual seja, a indenização prévia dos ativos transferidos e não amortizados.

Cenário 2 – Depreciação pela RAP: manter, na Parcela A da distribuidora, uma Receita Anual Permitida – RAP referente à remuneração do capital e a reintegração do investimento realizado pela transmissora, até o final da depreciação da DIT transferida. Desse modo, após a transferência, a transmissora continuaria recebendo uma parcela da RAP (deixaria de receber apenas a parcela O&M da RAP), e se evitaria que a distribuidora fizesse investimento.

85. A avaliação de cada cenário está resumida a seguir:

Cenário 1 – Pagamento “à vista” Cenário 2 – Depreciação pela RAP

Vantagens Desvantagens Vantagens Desvantagens

Recompõe o caixa das transmissoras Solução imediata, sem desdobramentos futuros Aplicação da regra geral

Exige investimento das distribuidoras Possibilidade de impacto nas tarifas dos usuários finais

Inexistência de impacto tarifário aos usuários finais Mantém o fluxo de caixa esperado pelas transmissoras e distribuidoras

Tratamento diferenciado a um conjunto de instalações Indenização demorada



86. No Cenário 1, cessaria o pagamento de RAP à transmissora, mas, por outro lado, a distribuidora faria um investimento inicial para amortizar a DIT. No Cenário 2, a RAP seria reduzida apenas ao montante necessário para promover a amortização do ativo no tempo inicialmente previsto, evitando, assim, um aporte inicial pela distribuidora. Em ambos cenários, a distribuidora arcará com os custos de O&M das DIT após a transferência, de acordo com a obrigação decorrente da incorporação. 87. Sempre que possível, a preferência é pela adoção da regra geral, uma vez que se evita a criação de exceções e tratamento diferenciados no arcabouço normativo do setor, que já é bastante complexo. No caso das DIT, portanto, a preferência inicial é pelo Cenário 1, que preza pela simplicidade regulatória. Somente na impossibilidade de aplicação desse cenário é que se adotaria o Cenário 2.

88. O que poderia tornar o Cenário 1 inoportuno é se ele exigisse grande direcionamento de recursos das distribuidoras que comprometesse os investimentos em expansão e qualidade das empresas. Para fazer a Análise de Impacto Regulatório dessa proposta, foi feito um levantamento de quanto as distribuidoras devem investir para promover a indenização às transmissoras pelas DIT não amortizadas, conforme as regras trazidas na minuta de Resolução Normativa em anexo. Esse valor foi comparado com o a média de investimento realizado pelas distribuidoras nos anos 2013 e 2014, conforme o Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD.

89. Os valores aproximados estão demonstrados na tabela a seguir.

Distribuidora Módulos Km de Rede Indenização anual

média (3 anos) PDD médio realizado

anual Comprometimento

PDD

AES Sul 335 336,8 R$ 12.983.115,78 R$ 302.982.513,93 4,29%

AmE 7 0,0 R$ 4.441.046,84 R$ 258.891.470,89 1,72%

Ampla 143 584,0 R$ 1.800.536,95 R$ 350.161.885,08 0,51%

Bandeirante 229 407,5 R$ 14.224.915,15 R$ 160.468.036,15 8,86%

Caiua 35 62,1 R$ 3.379.571,48 R$ 11.467.348,47 29,47%

CEA 4 0,0 R$ 337.880,00 R$ 10.638.044,76 3,18%

Ceal 59 6,0 R$ 3.710.407,49 R$ 74.543.206,79 4,98%

CEB 41 0,0 R$ 11.560.617,12 R$ 138.879.644,96 8,32%

CEEE 290 85,7 R$ 22.231.390,78 R$ 136.595.144,96 16,28%

Celesc 192 766,0 R$ 25.759.950,50 R$ 265.474.628,39 9,70%

Celg 43 176,0 R$ 9.377.502,83 R$ 143.471.807,83 6,54%

Celpa 95 232,1 R$ 14.670.616,53 R$ 311.184.546,95 4,71%

Celpe 183 30,1 R$ 6.508.707,48 R$ 337.555.952,71 1,93%

Celtins 2 0,0 R$ - - -

Cemar 82 0,0 R$ 4.961.496,23 R$ 400.281.485,55 1,24%

Cemat 63 620,0 R$ 4.867.822,72 R$ 237.041.682,88 2,05%

Cemig 375 58,8 R$ 25.083.588,55 R$ 1.195.787.733,49 2,10%

Cepisa 94 0,0 R$ 5.269.685,72 R$ 145.306.676,15 3,63%

Ceriluz 8 0,0 R$ 758.072,23 R$ 3.000.098,69 25,27%

Ceron 4 0,0 R$ - - -

CERR 1 0,0 R$ 402.351,85 Valor indisponível

CNEE 33 228,0 R$ 2.893.777,86 R$ 7.756.325,98 37,31%

Coelba 352 249,7 R$ 34.616.722,68 R$ 1.143.415.607,31 3,03%

Coelce 208 0,0 R$ 9.319.352,85 R$ 205.085.265,47 4,54%

Copel 94 15,3 R$ 25.307.532,19 R$ 393.178.175,72 6,44%

Coprel 6 0,0 R$ - -

Cosern 185 270,7 R$ 27.124.628,69 R$ 149.758.267,87 18,11%

CPFL Jaguari 18 51,1 R$ 23.073,86 R$ 4.168.000,00 0,55%

CPFL Leste 46 129,6 R$ - - -

CPFL Mococa 37 124,4 R$ 57.549,89 R$ 5.766.000,00 1,00%

CPFL Paulista 392 1.032,9 R$ 58.992.399,20 R$ 559.963.155,82 10,54%

CPFL Piratininga 113 22,4 R$ 19.525.732,09 R$ 133.608.746,59 14,61%



CPFL Santa Cruz 31 416,3 R$ 3.146.988,34 R$ 22.560.908,79 13,95%

CPFL Sul Paulista 55 183,2 R$ 4.015.817,46 R$ 11.330.399,21 35,44%

Demei 31 72,0 R$ 3.283.117,83 Valor indisponível

DME 7 0,0 R$ 121.376,78 Valor indisponível

EBO 10 0,0 R$ - - -

EDEVP 45 693,5 R$ 4.928.435,81 R$ 7.818.746,56 63,03%

EEB 27 72,4 R$ 2.434.031,94 R$ 14.761.649,01 16,49%

Elektro 1.042 3.603,5 R$ 47.763.804,21 R$ 233.652.917,17 20,44%

Eletroacre 11 0,0 R$ 1.930.126,67 R$ 43.729.121,67 4,41%

Eletrocar 2 0,0 R$ 616.308,02 R$ 12.481.711,34 4,94%

Eletropaulo 438 0,0 R$ 12.770.259,22 R$ 596.455.327,75 2,14%

ELFSM 2 0,0 R$ 636.079,20 R$ 11.011.594,15 5,78%

Enersul 54 716,7 R$ 12.597.173,72 R$ 141.333.474,63 8,91%

EPB 55 187,7 R$ 2.882.963,00 R$ 99.250.503,87 2,90%

Escelsa 31 106,0 R$ 6.992.540,08 R$ 154.982.964,19 4,51%

ESE 76 56,5 R$ 2.093.742,19 R$ 138.255.380,21 1,51%

Hidropan 15 39,0 R$ 540.809,38 Valor indisponível

Light 165 469,5 R$ 39.252.226,72 R$ 503.847.455,12 7,79%

RGE 374 413,0 R$ 14.938.543,72 R$ 225.605.215,23 6,62%

Sulgipe 2 0,0 R$ - -

90. Em geral, o montante necessário para amortizar as DIT previamente à incorporação é pouco significativo quando comparado com o valor investido anualmente pelas distribuidoras. Em 12 das 53 distribuidoras que receberão ativos seria preciso comprometer, com amortização das DIT, mais do que 10% do valor historicamente investido no PDD. Dessas 12 empresas, apenas 5 apresentam valores absolutos elevados, de modo que o investimento é relativamente baixo em todas as outras. 91. Ao avaliar o valor a ser indenizado e os historicamente investidos pelas distribuidoras, não se espera que haja comprometimento de investimentos caso se exija a indenização prévia das DIT ao longo de 3 anos. Desse modo, não se encontrou justificativa para a criação de exceções por meio do Cenário 2, de modo que sugere-se a aplicação do Cenário 1.

92. Cabe ressaltar ainda que o cálculo dos investimentos acima considerou, por simplicidade, que as entradas de linha conectadas aos barramentos secundários dos transformadores de fronteira também seriam transferidos para as distribuidoras, embora essa não seja a proposta aqui detalhada. Dessa forma, os valores apresentados estão ligeiramente superestimados, o que confere à análise um caráter conservador.

93. Continuando com a Análise de Impacto Regulatório da proposta aqui apresentada, é necessário aprofundar os estudos sobre as implicações que as propostas trazem às distribuidoras e transmissoras envolvidas, conforme a seguir. III.4.a Impacto sobre a remuneração das transmissoras

94. De modo simplificado, para cada DIT, a ANEEL calcula uma receita-teto (Receita Anual Permitida – RAP) à qual a transmissora responsável pelo ativo faz jus. Essa RAP cobre os custos de operação e manutenção do ativo, bem como reintegra e remunera o investimento aportado pela transmissora no ativo. Adicionalmente, a RAP contempla impostos e encargos a serem recolhidos. A RAP estabelecida pela ANEEL para cada DIT é rateada pelas distribuidoras que fazem uso desse ativo. Logo, a RAP das DIT compartilhadas é paga por mais de uma distribuidora, e, se uma DIT atende exclusivamente



a uma distribuidora (DIT exclusiva), ela será a única responsável por pagar a RAP para a transmissora.

95. A transferência da DIT cessará a responsabilidade da transmissora de operar e manter o ativo e, consequentemente, cessará também a receita referente a essas atividades. Portanto, a partir do momento em que a transferência da DIT for realizada, a transmissora deixaria de receber pelo O&M da instalação via RAP.

96. Para as DIT amortizadas, não há de se falar em reintegração e remuneração do capital aportado pela transmissora, uma vez que há lei específica tratando desse assunto. Ainda que o processo de indenização não tenha sido finalizado, entende-se que a reintegração do capital das DIT objeto da Lei nº 12.783/2013 está sendo tratada em processo específico, e não será objeto de avaliação da proposta em tela. Desse modo, para efeitos das transferências aqui tratadas, consideram-se essas instalações amortizadas, e que a transmissora não faz jus à parcela da RAP que visa reintegrar e remunerar o capital investido.

97. Para as DIT ainda não totalmente amortizadas, as distribuidoras indenizarão as transmissoras pelo valor não amortizado do ativo. De acordo com definições da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF e da Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT, propõe-se que a indenização seja calculada com base no Banco de Preços de Referência da ANEEL, homologado pela Resolução Homologatória – REH nº 758/2009. Esse Banco é utilizado pela Agência para o estabelecimento da RAP inicial quando da autorização de instalações de transmissão, sendo, portanto, o melhor parâmetro para avaliar os ativos que serão transferidos.

98. Assim, o valor da indenização à transmissora será calculado pelas partes, considerando a parcela não depreciada e o valor de um ativo novo, calculado com base na REH nº 758/2009.

99. Do ponto de vista operacional, uma vez que não faz parte da atividade principal da grande maioria das transmissoras operar os ativos em tensão inferior a 230 kV, a transferência das DIT representaria alívio de suas obrigações. Finalizada a transferência, as transmissoras poderiam focar esforços nos níveis de tensão superior, deixando de contratar mão-de-obra específica e comprar equipamentos sem ganhos de escala. Tais obrigações seriam repassadas às distribuidoras que são, em tese, mais eficientes na operação desse nível de tensão. Portanto, a transferência das DIT representa a oportunidade de concentrar esforços nos níveis de tensão superiores e um alívio das obrigações operacionais das transmissoras. 100. Em algumas empresas, a transferência das DIT representaria a retirada de uma parte significativa da receita total, conforme relatou a CTEEP. Destaca-se que essa redução de receita necessariamente está acompanhada da redução de obrigações e de indenização prévia pelos investimentos não amortizados. Portanto, não há de se falar em desequilíbrios econômicos e financeiros decorrentes das transferências das DIT, mas o reestabelecimento do equilíbrio em outro patamar.



101. O resumo das simulações preliminares33 da indenização a receber e da RAP reduzida por transmissora está mostrada na tabela a seguir.

Transmissora Indenização RAP das instalações

transferidas

AFLUENTE T R$ 28.417.924,50 R$ 5.241.734,38

ATE XXIII - R$ 8.861.721,69 R$ 1.002.490,78

ATE XXIV R$ 5.344.845,98 R$ 422.972,18

ATLÂNTICO R$ 5.690.657,14 R$ 816.261,54

BRILHANTE II R$ 6.674.038,79 R$ 909.162,27

CAIUÁ-T R$ 39.228.939,17 R$ 4.287.954,27

Caldas Novas R$ 4.029.182,86 R$ 526.416,06

CEEE-GT R$ 105.448.052,36 R$ 74.411.586,21

CELG G&T R$ 4.472.992,87 R$ 935.279,21

CEMIG-GT R$ 31.420.006,21 R$ 22.150.661,93

CHESF R$ 160.855.392,28 R$ 74.320.801,96

COPEL-GT R$ 38.725.481,10 R$ 11.402.264,76

COSTA OESTE R$ 4.277.764,29 R$ 613.992,20

CPFL TRANSMISSÃO R$ 26.917.440,00 R$ 1.855.929,42

CTEEP R$ 356.895.083,00 R$ 239.193.212,24

EBTE R$ 1.984.980,00 R$ 248.977,23

ELETRONORTE R$ 48.160.026,99 R$ 19.904.800,94

ELETROSUL R$ 66.331.430,57 R$ 59.245.459,41

ELTE R$ 13.369.408,28 R$ 1.949.402,54

ENCRUZO R$ 2.971.940,33 R$ 331.221,99

ESDE R$ 5.185.291,43 R$ 691.418,40

ETAU R$ 7.209.679,65 R$ 1.321.313,13

ETES R$ 3.858.970,88 R$ 1.444.750,04

ETSE R$ 9.033.920,00 R$ 768.513,48

ETVG R$ 6.415.762,17 R$ 897.034,39

EVRECY R$ 9.541.188,00 R$ 1.964.856,08

FOTE R$ 18.228.210,00 R$ 1.575.387,43

FURNAS R$ 136.109.674,60 R$ 53.459.498,29

IE Pinheiros R$ 66.351.904,44 R$ 7.728.299,91

IEJAPI R$ 31.423.884,93 R$ 5.287.346,98

IESUL R$ 1.013.640,00 R$ 183.213,20

ITATIM R$ 5.984.699,16 R$ 803.962,34

Light R$ - R$ 3.419.209,44

LTC R$ 8.076.008,57 R$ 677.418,12

LTTE R$ 27.044.520,00 R$ 2.102.205,72

LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA R$ 8.174.314,29 R$ 901.777,84

Macapá R$ 2.394.040,00 R$ 394.811,20

Manaus TR R$ 1.479.000,00 R$ 272.259,56

MARANHENSE R$ 3.228.618,84 R$ 338.413,56

Narandiba R$ 40.639.051,32 R$ 2.968.221,24

ODOYÁ R$ 4.825.520,00 R$ 376.157,96

PANTANAL R$ 5.973.820,00 R$ 574.198,52

PEDRAS R$ 5.161.480,00 R$ 216.422,79

PPTE R$ 99.221,02 R$ 161.143,09

Rondon R$ 4.997.580,00 R$ 387.865,02

SÃO GOTARDO R$ 4.482.853,91 R$ 570.572,40

SÃO PEDRO R$ 23.754.120,00 R$ 2.155.529,34

SERIDÓ R$ 3.322.229,73 R$ 321.990,89

SLTE R$ 11.793.803,33 R$ 1.294.195,61

SMTE R$ 9.822.834,96 R$ 1.676.950,20

SPTE R$ 7.536.689,61 R$ 1.197.053,55

33 O cálculo das indenizações e RAP acima considerou, por simplicidade, que as entradas de linha conectadas aos barramentos secundários dos transformadores de fronteira também seriam transferidos para as distribuidoras, embora essa não seja a proposta aqui detalhada. Dessa forma, os valores apresentados estão superestimados.



STC R$ 19.493.120,46 R$ 3.290.437,86

TCE R$ 5.713.570,00 R$ 508.719,08

TDG R$ 7.113.677,49 R$ 940.722,31

TESB R$ 20.201.400,00 R$ 1.508.142,09

TPE R$ 8.696.867,00 R$ 838.965,91

Transirapé R$ 2.341.663,46 R$ 729.504,16

TRANSNORTE R$ 1.207.055,54 R$ 160.880,98

TSBE R$ 2.823.305,29 R$ 497.059,71

TSLE R$ 4.534.900,00 R$ 728.430,16

TSP R$ 12.274.860,92 R$ 1.871.530,44

VSB R$ 15.762.910,00 R$ 1.462.276,15

III.4.b Impacto das transferências sobre as distribuidoras

102. Para as distribuidoras, a transferência das DIT representa: (i) alteração dos custos de transporte; e (ii) aumento das obrigações de operação e manutenção, para as empresas que receberão ativos.

103. Após a transferência, as DIT passarão a ser instalações de distribuição. As distribuidoras nelas conectadas rescindiriam os contratos de acesso (CCT e CUST) e passariam a celebrar CCD e CUSD com as distribuidoras que receberia os ativos. Essas empresas, que antes pagavam TUST por esse acesso, passariam a pagar TUSD, alterando os custos de transporte dessas distribuidoras. Ainda que isso possa representar um acréscimo de custo às distribuidoras, notadamente nas menores, simulações iniciais indicam que o MUST a ser recontratado como MUSD é pouco significativo na maioria das empresas, conforme a tabela a seguir:

Subestação Acessante Nova acessada MUST Contratado (MW)34 Nível Tensão

Cachoeirinha 1 AES Sul RGE 96 138 kV

Cruz Alta 1 Coprel RGE 16,93 23 kV

Flor.Paulista Caiua Elektro 11,43 69 kV

Ijui Ceriluz Demei 14,5 23 kV

Itaparica Coelba Celpe 3,37 69 kV

Itapetininga 1 Elektro CPFL Sul 24,76 138 kV

Jacui RGE AES Sul 8,3 23 kV

Coprel AES Sul 6,16 23 kV

Mogi Mirim II CPFL Paulista Elektro 99,81 138 kV

N. Avanhandava CPFL Paulista Elektro 1,5 13,8 kV

Panambi Coprel Hidropan 7,65 13,8 kV

Porto Primavera Enersul Elektro 82 138 kV

Santa Cruz II EPB Cosern 10,5 69 kV

São Sebastião Elektro Bandeirante 22,8 13,8 kV

Ubarana CNEE CPFL Paulista 25,7 69 kV

Elektro CPFL Paulista 25 69 kV

Vic. Carvalho Elektro CPFL Piratininga 7,7 13,8 kV

Xingó

Energipe ESE 5,18 69 kV

Energipe ESE 9,33 13,8 kV

Ceal ESE 4,04 13,8 kV

C. Grande II EPB EBO 4,2 13,8 kV

Zebu Coelba Ceal 11,11 69 kV

34 Maior MUST contratado até 2017.



104. A atual contratação de MUST em cada ponto de conexão deve se transformar em contratação de MUSD com as empresas que incorporarão as subestações, de modo que as distribuidoras acessantes passarão a pagar TUSD, ao invés de TUST. A consequência é um aumento nos custos operacionais das distribuidoras acessantes listadas na tabela acima. Para avaliar o impacto dessa recontratação dos montantes de uso, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT fez uma estimativa preliminar do potencial de aumento na Parcela A das distribuidoras acessantes. O resultado35 das simulações está mostrado a seguir.

Distribuidora Aumento da

Parcela A (%) Aumento da

TUSD (%) CNEE 133,64% 13,10%

CERILUZ 44,54% 9,38%

COPREL 29,13% 5,57%

CAIUÁ 7,93% 0,78%

ESE 7,86% 0,68%

ELEKTRO 6,86% 0,66%

AES SUL 4,08% 0,52%

EPB 3,32% 0,25%

ENERSUL 2,52% 0,19%

CEAL 2,22% 0,17%

RGE 1,65% 0,12%

COELBA 0,61% 0,06%

CPFL PAULISTA 0,53% 0,05%

DEMEI 0,00% 0,00%

CELPE 0,00% 0,00%

CSPE 0,00% 0,00%

HIDROPAN 0,00% 0,00%

COSERN 0,00% 0,00%

BANDEIRANTE 0,00% 0,00%

CPFL PIRATININGA 0,00% 0,00%

EBO 0,00% 0,00%

105. Da tabela acima, nota-se que apenas as distribuidoras CNEE, Ceriluz e Coprel poderiam ter impacto significativo em decorrência da transferência dos acessos para o sistema de distribuição, em consequência da transferência das DIT. Todavia, na Ceriluz e Coprel os efeitos seriam mitigados em função dos subsídios tarifários por elas recebidos pelo fato de se tratarem de permissionárias. 106. Portanto, apenas a CNEE apresenta situação preocupante nesse aspecto. Uma das formas de mitigar os efeitos nessa distribuidora seria determinar que ela incorporasse a SE Ubarana36, que está na área de concessão da CPFL Paulista. Entretanto, antes da abertura de audiência pública, não se pretende propor exceções à regra geral aqui proposta. Portanto, ainda que se reconheça a adversidade que a transferência da SE Ubarana para a CPFL Paulista causaria na CNEE, não se proporá uma

35 Aumentos comparados com os últimos processos tarifários de cada distribuidora. 36 A transferência da SE Ubarana também implicaria na transferência das linhas LT 138 kV UBARANA /RL (PROMISSAO / CATANDUVA) SP e LT 138 kV PROMISSAO /CATANDUVA SP para a CNEE.



exceção. 107. A ideia é discutir as exceções no âmbito da audiência pública. Logo, espera-se que as partes envolvidas na transferência da SE Ubarana (CPFL Paulista e CNEE) enviem contribuições no sentido de apoiar ou contrariar a abertura de exceção para esse caso específico.

108. Evidentemente, também se esperam contribuições em outros casos específicos que não estejam mapeados nesta Nota Técnica. 109. Para as empresas que receberão as DIT, haveria rescisão do CCT e CUST pelo acesso na DIT transferida. Como consequência, essa mesma empresa precisaria refletir o montante descontratado em outro ponto de conexão a montante da DIT transferida. No entanto, a redução da quantidade de pontos de conexão contratados favorece a coincidência de carga, de modo que, em muitos casos, o montante recontratado deve ser diferente do que a soma dos montantes descontratados em função da transferência. Em outras palavras, é provável que as empresas que receberem DIT precisem alterar o MUST total contratado junto ao ONS. Por tal razão, propõe-se uma excepcionalização à regra de alteração de MUST disposta na REN nº 399/2010, notadamente as dos artigos 6º e 7º. 110. As distribuidoras que receberão as DIT também passarão a ser responsáveis pela sua operação e manutenção. Evidentemente, essa nova obrigação deve estar acompanhada do correspondente reconhecimento de custo em favor da distribuidora, de modo a não provocar desequilíbrio econômico.

111. De acordo com as regras tarifárias da distribuição, os custos operacionais das distribuidoras são estabelecidos em cada revisão tarifária, sendo corrigidos anualmente nos reajustes de acordo com regras específicas. Usando esse rito ordinário na transferência das DIT, as empresas que incorporassem os ativos no meio do ciclo de revisão perceberiam os custos operacionais a partir da revisão tarifária subsequente. Nos casos ordinários, essa regra funciona bem e é pacífico que remunera adequadamente as distribuidoras.

112. Todavia, a transferência das DIT causará, em algumas distribuidoras, profundas alterações em sua operação e aumento de suas obrigações. Tendo em vista a quantidade e a importância dos ativos que as distribuidoras têm a receber, entende-se que não se deve tratar a transferência das DIT como uma operação ordinária. 113. É fato que, quando da revisão tarifária, a distribuidora passa a ser devidamente remunerada pelos custos de O&M de todos os seus ativos, inclusive dos que foram incorporados durante o ciclo. Mas, até que esse momento chegue, a distribuidora estaria descoberta dos custos operacionais das DIT incorporadas, as quais precisariam de atenção especial em função da quantidade e da importância para o sistema. Portanto, o período entre a incorporação da DIT e a revisão tarifária precisa ser tratado de forma diferenciada.



114. Para esse período, propõe-se que a distribuidora receba, pela O&M das DIT recebidas, o mesmo valor que era pago à transmissora que operava o ativo. Na TUSD arrecadada dos usuários finais, há a RAP que as distribuidoras repassam às transmissoras pelo acesso nas DIT. Nessa RAP, há uma parcela que cobre os custos de O&M dessas DIT, que deixaria de ser paga às transmissoras, já que essas deixariam de ter tal responsabilidade. A ideia é que essa parcela da RAP continue compondo a TUSD, mas, ao invés de repassar esse montante à transmissora, a distribuidora reteria a parcela referente aos custos para operar e manter as DIT recebidas, até a sua revisão tarifária subsequente à incorporação.

115. No momento da revisão tarifária, a DIT incorporada passaria a compor os custos de O&M da distribuidora, de modo que passariam a ter tratamento ordinário. Considerando que a metodologia de reconhecimento de custos da revisão tarifária remunera adequadamente os custos de O&M das distribuidoras, não há razão para dar tratamento diferenciado às DIT incorporadas após esse processo. A transição que se propõe é válida para evitar ônus excessivo às distribuidoras antes do reconhecimento tarifário, o que poderia causar desequilíbrios. 116. Os impactos operacionais dizem respeito às responsabilidades que as distribuidoras assumirão após o recebimento dos ativos. Na qualidade de operadoras das linhas e subestações, as empresas deverão manter sua operação e manutenção, garantindo a boa prestação dos serviços de eletricidade. Portanto, no momento da incorporação, as distribuidoras devem ter mão de obra capacitada para as novas atribuições.

117. Ainda no campo dos impactos operacionais, cita-se o fato de os ativos transferidos, provavelmente, não estarem nos padrões técnicos das distribuidoras. Adicionalmente, tendo em vista que a política adotada nos últimos anos foi a de não expandir as DIT, há uma demanda reprimida para expansão desses ativos, que deverá ser realizada pela distribuidora. Tanto pela adequação aos seus padrões técnicos, quanto para o atendimento dessa suposta demanda reprimida de expansão, acredita-se que as distribuidoras irão realizar obras nas instalações recebidas.

III.5 Condições para a transferência das DIT

118. A norma que trata da transferência das DIT para as distribuidoras deve dispor também sobre as regras que conduzirão o processo. 119. Inicialmente, trata-se do prazo de transferência. O prazo deve levar em consideração não apenas os trâmites burocráticos da transferência, mas também as mudanças operacionais que a incorporação das instalações causará nas empresas e a capacidade das distribuidoras em amortizar os ativos. Previamente à incorporação, as distribuidoras devem adquirir conhecimento acerca das instalações, integrar sistemas de operação, eventualmente fazer ajustes nas proteções, contratar mão-de-obra especializada para operar os ativos, providenciar a adequação dos Sistemas de Medição para Faturamento, dentre outros. Para as DIT que compõem a Rede Complementar definida nos Procedimentos de Rede, as distribuidoras ainda deverão fazer sua integração com o ONS.



120. Para as transmissoras, os impactos operacionais seriam bem menores, resumindo-se apenas ao direcionamento de mão-de-obra para realização das transferências e suprir as distribuidoras com informações acerca dos ativos. Logo, não se acredita que as atividades das transmissoras sejam um limitador do prazo para as transferências.

121. Se por um lado os aspectos burocráticos e operacionais referentes à transferência das DIT podem demandar um prazo longo para conclusão do processo, por outro é desejável que a transferência ocorra de forma célere para mitigar dois potenciais problemas: demora no processo de transferência e possibilidade de sucateamento das instalações. Um prazo muito longo pode incentivar as empresas a postergar a adoção das medidas necessárias para a transferência das DIT para um momento futuro. Além disso, a manutenção das instalações sob responsabilidade das transmissoras com a expectativa de transferência futura pode incentivar as transmissoras a não realizar investimentos e manutenção nessas instalações. Este último ponto merece particular atenção, haja vista o potencial impacto negativo na qualidade do serviço prestado aos usuários finais do sistema. Dessa forma, é necessário buscar um ponto de equilíbrio na definição do prazo para transferência das DIT.

122. As distribuidoras que mais receberiam ativos, de acordo com a proposta submetida à Audiência Pública, seriam a Elektro e a CPFL Paulista. Nas reuniões realizadas com essas empresas, ambas declararam ser possível fazer a incorporação em até 3 anos37. Ainda que apenas essas distribuidoras tenham sido consultadas, entende-se que esse tempo é razoável. As instalações a serem incorporadas são, em grande maioria, aquelas com as quais as distribuidoras já mantêm constante contato para operar os seus sistemas. Ou seja, de certo modo, as empresas já conhecem as instalações a serem recebidas e já sabem como operá-las. Por tais razões, entende-se que um prazo de 3 anos para a incorporação é factível.

123. De todo modo, ressalta-se a importância das contribuições sobre esse aspecto. Se, eventualmente, alguma distribuidora prever dificuldades em incorporar as DIT em até 3 anos, incentiva-se que evidencie isso em suas contribuições na Audiência Pública, embasando sua posição em fatos e argumentos convincentes, não apenas com meras afirmações. Também se espera contribuição acerca desse prazo caso alguma empresa entenda que o montante a ser investido para promover a amortização dos ativos possa afetar a sua previsão de investimento em expansão e melhoria. Na maioria dos casos, o valor a indenizar é pouco significativo quando comparado ao PDD realizado. Todavia, caso as distribuidoras exponham dificuldades – devidamente justificadas – em fazer esses investimentos em 3 anos, pode-se avaliar a eventual dilatação do prazo.

124. Algumas instalações que serão transferidas têm contratos de compartilhamento de infraestrutura vigentes, celebrados entre a transmissora e um prestador de serviços de telecomunicações. A distribuidora que irá receber o ativo deve honrá-los até o final de sua vigência. Após essa data, os termos dos contratos de compartilhamento podem ser repactuados entre a distribuidora e o operador de telecomunicações, em observância à regulamentação pertinente.

37 Quando fizeram essa declaração, as distribuidoras não tinham ciência de que a proposta seria de amortizar as DIT previamente à incorporação.



125. As DIT a serem transferidas também são utilizadas pelas transmissoras para sistemas de teleproteção de seus ativos. Em muitos casos, os cabos OPGW das redes DIT são usados para a proteção de instalações da Rede Básica. Não se entende razoável exigir um rearranjo dessas proteções em função das transferências ora tratadas, tampouco que a transmissora passe a pagar pelo uso desses cabos de teleproteção, como se fosse um compartilhamento de infraestrutura comum. Desse modo, propõe-se uma exceção para os cabos de telecomunicação que sejam utilizados para os sistemas de teleproteção das concessionárias de transmissão responsáveis pelas DIT antes da incorporação, os quais não podem ser objeto de cobrança pelo compartilhamento de infraestrutura, desde que os referidos cabos tenham sido instalados antes da incorporação.

126. Até o momento da incorporação, a transmissora atualmente responsável pela DIT deve cumprir suas obrigações em relação à adequada prestação do serviço, pois, até lá, permanecerá como a concessionária de serviço público responsável pela instalação. Todavia, sabe-se que alguns ativos a serem transferidos não estão plenamente adimplentes em relação à legislação vigente, especialmente na questão ambiental e fundiária. Embora as transmissoras já tenham hoje obrigação de adequar-se, algumas empresas mantiveram-se em situação irregular por vários anos e nunca sanaram os problemas, ainda que por motivos atribuíveis a terceiros e alheios à sua vontade.

127. Desse modo, é possível que alguns ativos estejam em situação irregular no momento da transferência. Tendo em vista que tal situação é inaceitável para um bem da União (ativos de energia elétrica são bens da União, conforme a alínea b, inciso XII, art. 21 da Constituição Federal), as distribuidoras deverão sanar as irregularidades, embora não sejam responsáveis pela situação. Posteriormente, caberá à transmissora indenizar a distribuidora, com a devida correção dos valores aportados. Além de buscar solucionar a pendência do ativo, essa medida visa incentivar a transmissora a solucionar eventuais irregularidades que as DIT possuam.

128. Além dos pontos tratados nesta seção, existem outros aspectos inerentes ao processo de transferência das DIT que não receberam tratamento específico na proposta de regulamento encaminhada para Audiência Pública. Por exemplo, equipamentos de reposição, estoques, contratos prestação de serviços firmados pelas transmissoras (serviços gerais, telecomunicações, etc.) e relações trabalhistas serão afetados pela transferência das DIT. Entretanto, as especificidades desses aspectos impedem a criação de regras gerais para abarcar todos os cenários possíveis de cada empresa, de modo que a Agência entende ser mais eficiente conceder autonomia aos agentes envolvidos no processo de transferência para que eles, em conjunto, estabeleçam a melhor forma de proceder no caso concreto.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 129. Esta Nota Técnica está embasada nos seguintes diplomas legais e normativos: Lei nº 9.074/1995; Lei nº 12.783/2013; Decreto nº 2.655/1998; Resolução Normativa nº 67/2004; Resolução Normativa nº 68/2004; Resolução Normativa nº 506/2012; Módulo 3 do PRODIST; e Resolução Homologatória nº 758/2009.



V. DA CONCLUSÃO 130. A existência de instalações de distribuição sob responsabilidade de concessionárias de transmissão tem gerado alguns inconvenientes, principalmente relacionados a dificuldade de garantir as ampliações e reforços das DIT no ritmo demandado pelos usuários do sistema de distribuição, prejuízo à adequada prestação dos serviços aos usuários finais, adoção de soluções não ideais de planejamento, dentre outros. Para mitigar esses problemas, pretende-se aproveitar esse momento específico em que as DIT encontram-se, em sua maioria, amortizadas pelos efeitos da Lei nº 12.783/2013 para promover a transferência dessas instalações para as distribuidoras. Ainda que o momento atual seja oportuno, o processo de transferência é complexo e exigirá bastante empenho dos agentes envolvidos, devendo-se buscar maneiras de tornar a transição mais amena.

131. Para as subestações, sugere-se que as SE DIT sejam transferidas para as distribuidoras detentoras da área de concessão onde estão localizadas. Já nas SE RBF, a sugestão é que os barramentos e equipamentos com tensão inferior a 230 kV transferidos para as distribuidoras, com exceção do barramento diretamente ligado ao transformador de fronteira. Tanto nas SE DIT quanto nas SE RBF, as entradas de linha referentes ao acesso de outras distribuidoras seriam transferidas para as respectivas acessantes. Para as linhas de distribuição DIT, sugere-se que sejam transferidas procurando-se manter o princípio de que o acessante é responsável pelas instalações até o ponto de conexão. 132. As DIT em operação seriam transferidas de uma concessionária (de transmissão) para outra (de distribuição), em uma transação cujos trâmites estão bem definidos na regulamentação econômica e financeira vigente. Para as DIT autorizadas que não entraram em operação (planejadas ou em construção), propõe-se que a distribuidora as incorpore imediatamente após o comissionamento. A relação das DIT objeto de transferência encontra-se no Anexo da minuta de REN. 133. Para as DIT amortizadas, a incorporação ocorreria sem ônus para as distribuidoras. Para as outras DIT, a distribuidora deve ressarcir a transmissora pelo valor não amortizado do ativo, definido conforme o Banco de Preços de Referência da ANEEL, homologado pela REH nº 758/2009.

134. A partir do momento da transferência, as distribuidoras deixariam de pagar a RAP para a transmissora, fazendo jus ao recebimento, pela O&M das DIT recebidas, o mesmo valor que era pago à transmissora que operava o ativo anteriormente à incorporação.

135. É provável que as empresas que receberem DIT precisem alterar o MUST total contratado junto ao ONS. Por tal razão, propõe-se uma excepcionalização à regra de alteração de MUST disposta na REN nº 399/2010, notadamente as dos artigos 6º e 7º.

136. As instalações a serem incorporadas são, em grande maioria, aquelas com as quais as distribuidoras já mantêm constante contato para operar os seus sistemas. Ou seja, de certo modo, as empresas já conhecem as instalações a serem recebidas e já sabem como operá-las. Por tais razões, entende-se que um prazo de 3 anos para a incorporação das DIT em operação é factível.



137. Até o momento da incorporação, a transmissora atualmente responsável pela DIT deve cumprir suas obrigações em relação à adequada prestação do serviço, pois, até lá, permanecerá como a concessionária de serviço público responsável pela instalação. Todavia, é possível que alguns ativos estejam em situação irregular no momento da transferência, quando as distribuidoras deverão sanar as irregularidades, embora não sejam responsáveis pela situação. Posteriormente, caberá à transmissora indenizar a distribuidora, com a devida correção dos valores aportados. 138. Algumas instalações que serão transferidas têm contratos de compartilhamento de infraestrutura vigentes, celebrados entre a transmissora e um operador de telecomunicações. A distribuidora que irá receber o ativo deve honrá-los até o final de sua vigência. VI. DA RECOMENDAÇÃO 139. Considerando o exposto, recomenda-se abertura de Audiência Pública no primeiro semestre de 2015, conforme Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2014/2015, com duração de 60 dias e sessão presencial em Brasília-DF para análise da proposta de transferência das DIT na forma da minuta em anexo.

DAVI RABELO VIANA LEITE Especialista em Regulação - SRD

JULIANO SILVA DE ASSIS CARNEIRO Especialista em Regulação - SRD

De acordo:

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD


48554.001156/2015-00

Anexo I – Formulário de AIR

‘FORMULÁRIO DE ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Data: 2/6/2015 Área Responsável: SRD

Título da Regulação: Transferência de Demais Instalações de Transmissão – DIT para as distribuidoras.

Qual é o problema que se quer resolver? Qual é o público-alvo?

Descrever a natureza e a extensão do problema.

A REN nº 67/2004 deu tratamento específico às instalações de tensão inferior a 230 kV de propriedade de transmissora, classificando-as como DIT. Já as regras de acesso nessas instalações foram estabelecidas na REN nº 68/2004. Essa Resolução transferiu para as transmissoras a responsabilidade pelos reforços nas DIT.

O modelo estabelecido pelas REN acima citadas passou a apresentar, posteriormente, alguns inconvenientes. Em especial, destaca-se a dificuldade de garantir as ampliações e reforços das DIT no ritmo demandado pelos usuários do sistema de distribuição, notadamente nos níveis de tensão mais baixos.

Os consumidores também sentem efeitos da existência das DIT, que, por serem instalações de transmissão, têm regras diferenciadas de conexão, definidas no Módulo 3 dos Procedimentos de Rede e, normalmente, padrões superiores aos empregados na distribuição. Desse modo, apesar de também estarem no âmbito da distribuição, os agentes que se conectam em DIT recebem tratamento diferente ao que é dado aos seus semelhantes simplesmente por estarem em instalações de propriedade de uma transmissora, sem motivação técnica aparente.

Identificar os principais grupos afetados pelo problema.

Distribuidoras, transmissoras de energia elétrica e usuários finais.

Estabelecer as causas do problema.

Por serem classificadas como instalações de transmissão, o planejamento da expansão das DIT é centralizado, definido no PAR-DIT elaborado anualmente pelo ONS em consonância com o planejamento de responsabilidade da Empresa de Pesquisa Energética – EPE e do Ministério de Minas e Energia – MME. Todavia, essas instalações desempenham função de distribuição, o que exige um maior dinamismo e celeridade de sua expansão para acompanhar o crescimento da demanda em níveis de tensão mais baixos.

O planejamento setorial centralizado não determina novas obras de expansão de DIT, restringindo-se a reforços, o que tem resultado em conflitos no tocante as responsabilidades das distribuidoras para execução de obras de expansão. Dada a impossibilidade de autorizar a expansão das DIT, outras soluções acabam sendo viabilizadas para assegurar o atendimento ao crescimento do mercado de energia elétrica. Como alternativa, são autorizadas ou licitadas expansões no sistema de transmissão ou reforços


em DIT. A consequência é que se adotam soluções não ideais de planejamento, que normalmente são mais demoradas e onerosas ao consumidor final.

A existência das DIT faz com que entre o sistema de transmissão e o usuário final haja trechos de rede sobre os quais a distribuidora não pode executar plenamente suas atividades. Para cumprir as obrigações impostas pelo contrato de concessão, a distribuidora se vê dependente de entes que fazem o planejamento centralizado e das transmissoras executarem obras em âmbito de distribuição. Logo, uma parcela da atividade de distribuição é executada por outros, embora a responsabilidade recaia exclusivamente sobre a distribuidora. A execução de uma mesma atividade (distribuição) por mais de um agente acaba por dificultar a atribuição de responsabilidades e promover uma ineficiência operacional. Logo, a liberdade para planejar e operar os ativos, que a distribuidora precisa usufruir para cumprir as obrigações impostas pelo Contrato de Concessão, fica reduzida em função da existência de ativos de distribuição operados e planejados por outrem.

O resultado disso é prejuízo à adequada prestação dos serviços aos usuários finais. Para realizar o atendimento a nova carga, por exemplo, a distribuidora depende da emissão de autorização específica para que a transmissora realize reforço na DIT acessada.

Justificativas para a intervenção:

Por que a intervenção é necessária?

Hoje há uma janela de oportunidade para estabelecer o nível de tensão 230 kV como limiar entre as atividades de distribuição e transmissão. Ao fazê-lo, inevitavelmente, enfrentar-se-ão as mesmas dificuldades que levaram à edição das REN nº 67/2004 e nº 68/2004: dificuldades financeiras e operacionais das distribuidoras em receber esses ativos.

Atualmente, as dificuldades financeiras estão relacionadas, principalmente, ao ressarcimento dos

investimentos não amortizados das transmissoras. No entanto, boa parte dessa questão foi sanada com a edição da Lei nº 12.783/2013, conversão da Medida Provisória – MP nº 579/2012. Essa Lei promoveu a indenização dos ativos de transmissão não amortizados como condição para renovação antecipada dos contratos, dentre os quais, encontravam-se as DIT. Desse modo, a Lei amortizou as DIT existentes quando da sua publicação, e, portanto, o óbice financeiro encontra-se reduzido.

Do lado operacional, acredita-se que os empecilhos existentes na época das privatizações tenham

sido superados. Naquele momento de reestruturação, as distribuidoras passavam por muitas mudanças, o que dificultava concentrar esforços em promover ampliações nas DIT. Ainda que os desafios atuais das distribuidoras sejam amplos, as empresas já se encontram estabelecidas há quase duas décadas. Além disso, os inconvenientes surgidos após as REN nº 67/2004 e nº 68/2004 são maiores do que as eventuais dificuldades operacionais que as distribuidoras teriam para passarem a operar as DIT.

Em outras palavras, do ponto de vista operacional, o principal motivador para a criação das DIT já

não existe mais, de modo que é mais adequado conviver temporariamente com os ônus de transferência das DIT do que conservar essas instalações sob responsabilidade das transmissoras e manter as dificuldades anteriormente citadas.

Assim, pretende-se aproveitar esse momento específico em que as DIT encontram-se, em sua maioria, amortizadas pelos efeitos da Lei nº 12.783/2013 para promover a transferência dessas


instalações para as distribuidoras.

Existem outras formas de intervenção que não a implementação de nova regulamentação?

Não. A alternativa à não edição de um novo regulamento é continuar convivendo com os inconvenientes acima relatados.

Objetivos perseguidos:

Quais são os objetivos e os efeitos esperados com a regulamentação?

O objetivo da regulamentação é atribuir à distribuidora a responsabilidade por planejar, operar e manter todas as instalações que compõem o sistema de distribuição, para que ela fique inteiramente responsável pelos ativos que interligam o sistema de transmissão ao usuário final.

O efeito esperado é que o ritmo de melhoria e expansão das instalações hoje classificadas como DIT tenham o dinamismo exigido pelo sistema de distribuição, notadamente nos níveis de tensão mais baixos. Adicionalmente, espera-se a adoção de soluções ideais de planejamento e isonomia no acesso dos usuários finais.

Qual é o prazo para a implantação do regulamento?

Inicialmente, propõe-se que as DIT em operação sejam transferidas ao longo de três anos.

Opções consideradas:

Quais as alternativas para solução do problema foram consideradas?

Além da opção de promover a transferência das DIT, considerou-se a opção de manter a situação atual.

Justificar a opção escolhida, inclusive a de não regular.

A manutenção da situação atual implicaria em manter os problemas dela decorrentes, citados nos itens anteriores. Os inconvenientes acima relatados são maiores do que as dificuldades momentâneas que as transmissoras e distribuidoras enfrentarão ao longo do processo de transferência.

Análise de custo-benefício:

Descrever e mensurar os custos e os benefícios, em termos financeiros, da regulação para os principais grupos afetados.

Os principais custos e benefícios financeiros decorrentes da regulamentação para os principais grupos afetados são:

Distribuidoras:

Obrigação de operar e manter as DIT transferidas;

Aumento dos custos de transporte, para algumas distribuidoras;

Pagamento da parcela não amortizada das DIT;

Adaptação das instalações recebidas aos padrões técnicos da distribuidora.

Transmissoras:


Redução da RAP associada às DIT transferidas;

Diminuição significativa da responsabilidade por operar e manter os ativos em tensão inferior a 230 kV;

Perda de contratos de compartilhamento de infra-estrutura;

Direcionamento de mão-de-obra para realização das transferências.

Elencar custos e benefícios não financeiros. Avaliar os riscos envolvidos nas alternativas consideradas.

Há possibilidade de o pagamento das indenizações afetar o nível de investimentos em melhoria e expansão das distribuidoras. Todavia, simulações indicam que o valor a ser indenizado é pouco significativo quando comparado com os valores historicamente investidos pelas distribuidoras.

As distribuidoras terão maior liberdade para planejar e operar a parcela do sistema de distribuição que hoje se encontra sob responsabilidade das transmissoras.

Para as transmissoras, a transferência das DIT representa uma oportunidade para concentrar esforços nos níveis de tensão superiores a 138 kV.

Algumas transmissoras terão redução significativa de sua receita após a transferência das DIT, o que poderia reduzir a capacidade de investimento em novos empreendimentos. No entanto, isso ocorreria de forma individualizada, sem potencial para afetar a capacidade de investimento de todo o setor de transmissão.

Para os usuários finais, seria assegurado isonomia de tratamento quando do acesso a um mesmo nível de tensão.

Análise do estoque regulatório:

O regulamento proposto implica alteração e/ou revogação de outro regulamento existente? Caso afirmativo, discriminar.

Não.

Avaliar a correlação entre a regulação proposta e o estoque regulatório.

Após as transferências das DIT, deve-se avaliar eventuais alterações nas REN nº 67/2004 e 68/2004.

Acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto:

Propor alternativas para acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto.

As áreas técnicas e de fiscalização da Agência acompanharão as dificuldades relacionadas ao processo de transferência.


Anexo II - Minuta de Resolução Normativa

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº , DE DE DE

Estabelecer 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.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –

ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em

vista o disposto na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com base no art. 4º, inciso XX, Anexo

I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, na Lei nº 11.934, de 5 de maio de 2009, e no que

consta do Processo nº 48500.004452/2014-60 e considerando as contribuições recebidas na

Audiência Pública no 0xx/2015, realizada no período de xx de xxxxxx de 2015 a xx de xxxxxx

de 2015, resolve:

Art. 1º Estabelecer, na forma desta Resolução, as condições gerais para a

incorporação das Demais Instalações de Transmissão – DIT de âmbito próprio da concessionária

de distribuição, listadas no Anexo, ao Ativo Imobilizado pelas concessionárias do serviço

público de distribuição de energia elétrica.

Parágrafo único. O Anexo desta Resolução encontra-se disponível no endereço

eletrônico www.aneel.gov.br.

Art. 2º As DIT listadas Anexo devem ser incorporadas pelas distribuidoras nele

especificadas, observando as seguintes condições gerais:

I – as DIT identificadas como Linha de Distribuição – LD devem ser incorporadas

pelas concessionárias de distribuição especificadas no Anexo;

II – as DIT identificadas como subestação SE DIT devem ser incorporadas pela

distribuidora detentora da área de Concessão onde se localiza a subestação, com exceção das

entradas de linha referentes ao acesso de distribuidora;

III – nas subestações identificadas como SE RBF, os transformadores de potência

com maior nível de tensão inferior a 230 kV, barramentos e equipamentos de subestação em

tensão inferior a 230 kV devem ser incorporados pela distribuidora detentora da área de

Concessão onde se localiza a subestação, com exceção:

a) dos barramentos ligados ao secundário e terciário do transformador de potência

com maior nível de tensão igual ou superior a 230 kV;

b) das entradas de linha conectadas nos barramentos citados na alínea “a”; e

c) das entradas de linha referentes ao acesso de distribuidora conectadas em outros

barramentos em tensão inferior a 230 kV.

http://www.aneel.gov.br/


§1º Caso as DIT identificadas como SE DIT ou SE RBF estejam localizadas em área

de permissionária de distribuição, as DIT de que tratam os incisos II e III devem ser incorporadas

pelas concessionárias de distribuição especificadas no Anexo.

§2º As entradas de linha referentes ao acesso de distribuidora de que tratam o inciso

II e a alínea “c” do inciso III devem ser incorporadas pelas respectivas distribuidoras acessantes.

Art. 3º O prazo para as incorporações das DIT atualmente em operação é de 3 (três)

anos contados a partir da data de publicação desta Resolução.

Parágrafo Único. A partir da incorporação ou do vencimento do prazo estabelecido

no caput, o que ocorrer primeiro:

I – as distribuidoras passarão a se responsabilizar pela operação e manutenção das

instalações; e

II – as transmissoras deixarão de fazer jus às parcelas de Receita Anual Permitida –

RAP associadas às DIT em operação.

Art. 4º As transmissoras autorizadas a realizar reforços nas DIT listadas no Anexo

devem executá-los, obedecendo aos prazos definidos nas respectivas autorizações.

§1º As distribuidoras listadas no Anexo devem participar do comissionamento dos

reforços a que se refere o caput.

§2º Imediatamente após o comissionamento do reforço, as instalações objeto do

reforço devem ser incorporadas pelas distribuidoras conforme as regras definidas no art. 2º desta

Resolução, a partir de quando passarão a se responsabilizar pela sua operação e manutenção.

§3º Previamente à incorporação definida no §2º, a distribuidora deve realizar

indenização à transmissora nos termos do art. 6º.

§4º As transmissoras não farão jus ao recebimento de Receita Anual Permitida –

RAP associada aos reforços a que se refere o caput.

Art. 5º Para as incorporações de que trata esta Resolução, as distribuidoras não

podem exigir a adequação dos ativos aos padrões técnicos por ela utilizados, tampouco faz jus ao

recebimento por atividades de estudo, fiscalização, vistoria ou comissionamento.

Art. 6º A incorporação das DIT deve ser precedida de pagamento de indenização pela

distribuidora à transmissora.

§1º Para as DIT não depreciadas integralmente, a indenização é igual à parcela não

depreciada do investimento, calculada com base no Banco de Preços de Referência da ANEEL

homologado na Resolução Homologatória nº 758/2009.


§2º As DIT integralmente depreciadas devem ser incorporadas de forma não onerosa

pelas distribuidoras, sem que as transmissoras façam jus a qualquer forma de indenização.

Art. 7º Na revisão tarifária da distribuidora subsequente à incorporação das DIT, os

custos de operação e manutenção dos ativos incorporados serão estabelecidos conforme o

disposto no PRORET.

Parágrafo Único. Durante o período compreendido entre o reajuste tarifário posterior

à incorporação das DIT e a revisão tarifária de que trata o caput, os custos de operação e

manutenção reconhecidos anteriormente na RAP da transmissora serão considerados na Parcela

B da distribuidora que incorporou o ativo.

Art. 8º A distribuidora responsável por incorporar DIT deve providenciar,

previamente à incorporação, as adequações dos Sistemas de Medição para Faturamento – SMF e

dos contratos de uso e conexão decorrentes da transferência dos ativos.

Art. 9º Os contratos de compartilhamento de infraestrutura associados às DIT

incorporadas que estejam vigentes na data de incorporação devem ser assumidos pelas

distribuidoras que incorporarem os ativos, mantendo-se as condições neles estabelecidas até o

final de sua vigência.

Art. 10. A distribuidora não poderá cobrar pelo compartilhamento de infraestrutura

se, cumulativamente, o cabo de telecomunicação:

a) For utilizado para o sistema de teleproteção de instalações de transmissão;

b) Tiver sido instalado pela concessionária de transmissão responsável pela DIT; e

c) Tiver sido instalado antes da incorporação pela distribuidora.

Art. 11. Até a data da incorporação das DIT pela distribuidora, a transmissora

permanece responsável por cumprir todas as obrigações estabelecidas no seu contrato de

concessão e nas normas da ANEEL, inclusive pela operação e manutenção do ativo, bem como

pelos ônus e dívidas legais.

Parágrafo Único. Após a incorporação, a distribuidora deve sanar eventuais dívidas e

ônus pré-existentes das DIT, devendo a transmissora antes responsável pelas DIT indeniza-la

com atualização pro rata die pelo IGP-M acrescido de 1% (um por cento) ao mês, sem prejuízo

das eventuais sanções administrativas cabíveis.

Art. 12. As alterações de Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST

decorrentes das incorporações de DIT de que tratam esta Resolução não estão sujeitas às

disposições do Parágrafo Único do art. 6º e do art. 7º da Resolução Normativa nº 399, de 13 de

abril de 2010.

Art. 13. Os casos omissos e excepcionais serão tratados pela Superintendência de

Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.

Art. 14. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.


ROMEU DONIZETE RUFINO

Anexo

Edificação Classifi-

cação Situação operacional

Concessionária

responsável

pela aplicação

do arts. 2º e 4º

Transmissoras

com ativos na

edificação

ABAIXADORA SE RBF Em operação Coelba CHESF

ABUNA SE RBF Em operação Ceron ELETRONORTE

ACU II SE RBF Em operação Cosern CHESF

ADRIANOPOLIS SE RBF Em operação Light FURNAS

AGUA VERMELHA SE RBF Em operação Elektro CTEEP

ALCIDIA SE DIT Em operação Elektro CTEEP

ALEGRETE SE DIT Em operação e reforços autorizados AES Sul ELETROSUL

ALEGRETE2 SE RBF Em operação AES Sul CEEE-GT

ALTAMIRA SE RBF Em operação e reforços autorizados Celpa ELETRONORTE

ANGELIM SE RBF Em operação Celpe CHESF

ANGRA FUR SE RBF Em operação Ampla FURNAS

ANHANGUERA GO SE RBF Reforços Autorizados Celg CELG G&T

ANHANGUERA SP SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

APARECIDA SE RBF Em operação Bandeirante CTEEP

APUCARANA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

AQUIRAZ II SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelce TDG

ARACUAI 2 SE RBF Em operação Cemig Transirapé

ARAPIRACA III SE RBF Em operação Ceal CHESF

ARAQUARI

(HYOSUNG) SE DIT Em operação Celesc ELETROSUL

ARARAQUARA SE RBF Em operação CPFL Paulista CTEEP

ARARAS SE RBF Em operação e reforços autorizados Elektro IE Pinheiros /

CTEEP

AREIA SE RBF Em operação e reforços autorizados Copel COPEL-GT /

ELETROSUL

ARIQUEMES SE RBF Em operação Ceron ELETRONORTE

ASSIS SE RBF Em operação e reforços autorizados EDEVP CTEEP

ATIBAIA 2 SE RBF Em operação e reforços autorizados Elektro IE Pinheiros /

CTEEP

ATLANTIDA 2 SE RBF Em operação CEEE ELETROSUL

B. SANTISTA SE RBF Em operação CPFL

Piratininga CTEEP

B.JESUS LAPA SE RBF Em operação Coelba CHESF

BAGE2 SE RBF Em operação e reforços autorizados CEEE CEEE-GT

BALDIN SE DIT Em operação Elektro CTEEP

BALSAS SE RBF Em operação Cemar ELETRONORTE

BANABUIU SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelce CHESF


BANDEIRANTES SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

BARBACENA 2 SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

BARIRI SE DIT Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista CTEEP

BARRA BONITA SE DIT Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista CTEEP

BARRA PEIXE SE RBF Em operação Cemat ELETRONORTE

BARREIRAS SE RBF Em operação Coelba CHESF

BARREIRO 1 SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemig CEMIG-GT

BARRO ALTO SE RBF Em operação Celg FURNAS

BATEIAS SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

BAURU SE RBF Em operação CPFL Paulista CTEEP

BERTIOGA II SE DIT Em operação Elektro CTEEP

BIGUACU SE RBF Em operação Celesc ELETROSUL

BIOPAV SE DIT Em operação CPFL Paulista CTEEP

BLUMENAU SE RBF Em operação Celesc ELETROSUL

BOM JARDIM SE RBF Em operação e reforços autorizados CPFL

Piratininga CTEEP

BOM NOME SE RBF Em operação Celpe CHESF

BONGI SE RBF Em operação e reforços autorizados Celpe CHESF

BORBOREMA SE DIT Reforços Autorizados CNEE CTEEP

BOTUCATU SE RBF Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista CTEEP

BRA. PAULISTA SE DIT Em operação e reforços autorizados EEB CTEEP

BRAS. GERAL SE RBF Em operação e reforços autorizados CEB FURNAS

BRAS. SUL SE RBF Em operação CEB FURNAS

BRASILIA LESTE SE RBF Reforços Autorizados CEB VSB

BRASNORTE SE RBF Em operação Cemat Brasnorte

BRUMADO II SE RBF Reforços Autorizados Coelba Narandiba

BUGRES SE DIT Em operação RGE CEEE-GT

C. DOURADA SE RBF Em operação Celg CELG G&T

C. MAGALHAES SE DIT Em operação Cemat ELETRONORTE

C. PAULISTA SE RBF Em operação Bandeirante FURNAS

C.COMPRIDO SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

C.G.IMBIRUSSU SE DIT Em operação Enersul PPTE

C.GRANDE II SE RBF Em operação EBO CHESF

C.I.CURITIBA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

C.INDUSTRIAL SE RBF Em operação e reforços autorizados AES Sul COPEL-GT / CEEE

C.MOURAO SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

C.NOVOS SE RBF Em operação Celesc ELETROSUL

CABREUVA SE RBF Em operação Elektro CTEEP

CACHOEIRINHA1 SE DIT Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

CACONDE SE DIT Em operação CPFL Leste CTEEP

CAMACARI II SE RBF Em operação Coelba CHESF

CAMAQUA SE RBF Em operação e reforços autorizados CEEE CEEE-GT

CAMAQUA 3 SE RBF Reforços Autorizados CEEE TSBE


CAMETA SE DIT Em operação Celpa ELETRONORTE

CAMPINAS SE RBF Em operação CPFL Paulista FURNAS

CAMPO ASSOBIO SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

CAMPO BOM SE RBF Em operação AES Sul CEEE-GT

CAMPO GRANDE SE DIT Em operação Enersul ELETROSUL /

CAMPO GRANDE II SE RBF Reforços Autorizados Enersul PANTANAL

CAMPOS SE RBF Em operação Ampla FURNAS

CANASTRA SE DIT Em operação RGE CEEE-GT

CANDELARIA 2 SE RBF Reforços Autorizados AES Sul TESB

CANOAS 1 SE RBF Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT

CANOAS 3 SE DIT Em operação AES Sul CEEE-GT

CAPAO BONITO SE RBF Em operação Elektro CTEEP

CAPIVARA SE RBF Em operação Elektro CTEEP

CARAGUATATUBA SE DIT Em operação e reforços autorizados Bandeirante CTEEP

CARAJAS SE RBF Em operação e reforços autorizados Celg

CELG G&T /

ATLANTICO /

ELETRONORTE

CARDOSO SE DIT Em operação Elektro CTEEP

CASA BRANCA SE DIT Em operação CPFL Leste CTEEP

CASCAVEL NORTE SE RBF Reforços Autorizados Copel CAIUÁ-T

CASTANHAL SE RBF Reforços Autorizados Celpa TPE

CATANDUVA SE DIT Em operação e reforços autorizados CNEE CTEEP

CATU SE RBF Em operação Coelba CHESF

CAUIPE SE RBF Em operação Coelce CHESF

CAXIAS 6 SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

CAXIAS SUL 2 SE RBF Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

CAXIAS SUL 5 SE RBF Em operação RGE ELETROSUL /

CEEE-GT

CENTRO-CTR SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

CERQUILHO SE DIT Em operação Elektro CTEEP

CERQUILHO III SE RBF Reforços Autorizados Elektro COPEL-GT /

CTEEP

CERRADINHO SE DIT Em operação CNEE CTEEP

CHAPADAO SE RBF Em operação Enersul ITATIM

CHAPADINHA II SE RBF Reforços Autorizados Cemar MARANHENSE

CHARQUEADAS SE RBF Em operação CEEE ELETROSUL

CHAVANTES SE RBF Em operação CPFL Santa CTEEP

CIC. DANTAS SE RBF Em operação Coelba CHESF

COCAL II SE DIT Em operação Elektro CTEEP

CONSE. PENA SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemig CEMIG-GT

COREMAS SE RBF Em operação EPB CHESF

CORUMBA SE RBF Em operação Celg Caldas Novas

CORUMBA 2 SE RBF Em operação Enersul LTC

COTEGIPE SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelba CHESF


COXIPO SE RBF Em operação Cemat ELETRONORTE

CRUZ ALTA1 SE DIT Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

CRUZEIRO DO SUL SE RBF Reforços Autorizados Eletroacre ELETRONORTE

CUR.NOVOS II SE DIT Em operação e reforços autorizados Cosern CHESF

CURITIBA NORTE SE RBF Reforços Autorizados Copel COPEL-GT

CURR. NOVOS II SE RBF Reforços Autorizados Cosern SERIDÓ

D.S.J.PINHAIS SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

D.SANTA CRUZ SE DIT Em operação Enersul ELETROSUL

DA MATA SE DIT Em operação CPFL Paulista CTEEP

DECASA SE DIT Em operação EDEVP CTEEP

DELM. GOUVEIA SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelce CHESF

DESTERRO SE RBF Em operação Celesc ELETROSUL

DOMENICO RANGONI SE RBF Reforços Autorizados CPFL

Piratininga ELTE

DRACENA SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

E.CUNHA SE DIT Em operação e reforços autorizados CPFL Leste CTEEP

EDGARD SOUZA SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

ELDORADO SUL SE RBF Em operação e reforços autorizados CEEE CEEE-GT

ELISEU MARTIN SE RBF Em operação Cepisa CHESF

EMBORCACAO SE RBF Em operação e reforços autorizados Celg CEMIG-GT

EMBU-GUACU SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

ENCRUZO NOVO SE RBF Em operação Cemar ENCRUZO

EQUADOR SE RBF Reforços Autorizados CERR TRANSNORTE

EREXIM 1 SE DIT Em operação RGE CEEE-GT

EUNAPOLIS SE RBF Em operação Coelba CHESF

EXTREMOZ II SE RBF Reforços Autorizados Cosern Narandiba

FARROUPILHA SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

FARROUPILHA 1 SE DIT Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

FEIJO SE RBF Reforços Autorizados Eletroacre ELETRONORTE

FIGUEIRA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

FLOR.PAULISTA SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

FLORIANOPOLIS SE DIT Em operação Celesc ELETROSUL

FONTES NOVA SE DIT Em operação Light Light

FORQUILHINHA SE RBF Em operação Celesc IESUL

FORTALEZA SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelce CHESF

FOZ DO CHAPECO SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

FUNIL SE RBF Em operação Coelba CHESF / FURNAS

FURNAS SE RBF Em operação Cemig FURNAS

G.MANGABEIRA SE RBF Em operação Coelba CHESF

G.VALADARES 2 SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

GARIBALDI 1 SE RBF Em operação RGE CEEE-GT

GAROPABA SE DIT Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

GASPAR 2 SE RBF Reforços Autorizados Celesc ETSE


GERDAU SP SE RBF Em operação CPFL

Piratininga CTEEP

GETULINA SE RBF Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista IE Pinheiros

GILBUES II SE RBF Reforços Autorizados Cepisa SÃO PEDRO

GOIANINHA SE RBF Em operação Celpe CHESF

GRAJAU SE RBF Reforços Autorizados Light FURNAS

GRALHA AZUL SE RBF Em operação e reforços autorizados Copel COPEL-GT

GRAVATAI2 SE RBF Em operação RGE CEEE-GT

GRAVATAI3 SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

GUAIBA 2 SE RBF Em operação CEEE CEEE-GT

GUAIRA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

GUAMA SE RBF Em operação Celpa ELETRONORTE

GUARANI TANABI SE DIT Em operação CPFL Paulista CTEEP

GUARITA SE RBF Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

IBICOARA SE RBF Em operação Coelba CHESF

IBIPORA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

IBITINGA SE DIT Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista CTEEP

ICO SE RBF Em operação Coelce CHESF

IJUI SE DIT Em operação e reforços autorizados Demei CEEE-GT

IJUI 2 SE RBF Em operação Demei ELETROSUL

ILHASOLTEIRA1 SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

ILHOTA SE DIT Em operação Celesc ELETROSUL

IMBARIE SE DIT Em operação Ampla FURNAS

IMBITUBA SE DIT Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

IMPERATRIZ SE RBF Em operação Cemar ELETRONORTE

IPATINGA 1 SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemig CEMIG-GT

IPAUSSU SE DIT Em operação CPFL Santa CTEEP

IRECE SE RBF Em operação Coelba CHESF

IRIRI SE DIT Em operação Ampla FURNAS

ITABAIANA SE RBF Em operação e reforços autorizados ESE CHESF

ITABAIANINHA SE RBF Em operação Sulgipe CHESF

ITABIRA 2 SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

ITAJAI SE RBF Em operação Celesc ELETROSUL

ITAJUBA 3 SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

ITAPARICA SE DIT Em operação Celpe CHESF

ITAPEBI SE SE RBF Em operação Coelba CHESF

ITAPETI SE RBF Em operação Bandeirante IE Pinheiros

ITAPETININGA 1 SE DIT Em operação CPFL Sul CTEEP

ITAPETININGA 2 SE DIT Em operação CPFL Sul CTEEP

ITAPEVA SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

ITARARE I SE DIT Em operação Elektro CTEEP

ITARARE II SE RBF Em operação Elektro CTEEP

ITATIBA SE RBF Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista TSP


ITAUBA SE RBF Em operação RGE CEEE-GT

ITUMBIARA SE RBF Em operação Cemig FURNAS

ITUTINGA-SE SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

ITUTINGA-US SE DIT Em operação Cemig CEMIG-GT

IVAIPORA SE RBF Em operação Copel FURNAS

IVINHEMA 2 SE RBF Reforços Autorizados Enersul ELETROSUL

J.LACERDA-A SE RBF Em operação e reforços autorizados Celesc ELETROSUL

J.LACERDA-B SE RBF Em operação Celesc ELETROSUL

JABOATAO II SE RBF Reforços Autorizados Celpe CHESF

JACARACANGA SE RBF Em operação Coelba CHESF

JACAREPAGUA SE RBF Em operação e reforços autorizados Light FURNAS

JACUI SE DIT Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT

JAGUARARI-SE SE RBF Em operação Coelba CHESF

JAGUARA-SE SE RBF Em operação CPFL Paulista CEMIG-GT

JAGUARA-US SE RBF Em operação CPFL Paulista CEMIG-GT

JAGUARI SE DIT Em operação Bandeirante CTEEP

JAGUARIAIVA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

JAGUARIUNA SE DIT Em operação CPFL Jaguari CTEEP

JALES SE DIT Em operação Elektro CTEEP

JANDIRA SE RBF Em operação Eletropaulo IEJAPI

JARDIM BOTANICO SE RBF Reforços Autorizados CEEE TESB

JARDIM SE SE RBF Em operação ESE CHESF

JI-PARANA SE RBF Em operação e reforços autorizados Ceron ELETRONORTE

JOAIRAM SE RBF Em operação Celpe CHESF

JOINV.NORTE SE RBF Em operação Celesc ELETROSUL

JOINVILLE SE RBF Em operação Celesc ELETROSUL

JOINVILLE GM SE DIT Em operação Celesc ELETROSUL

JOINVILLE SANTA

CATARINA SE DIT Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

JUAZEIRO II SE RBF Em operação Coelba CHESF

JUAZEIRO III SE RBF Reforços Autorizados Coelba ODOYÁ

JUBA SE RBF Em operação Cemat Brasnorte

JUINA SE RBF Em operação Cemat EBTE

JUIZ DE FORA1 SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemig CEMIG-GT

JUPIA SE RBF Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

JURUMIRIM SE RBF Em operação CPFL Santa CTEEP

JURUPARI SE RBF Reforços Autorizados Celpa ATE XXIII -

JURUTI SE RBF Reforços Autorizados Celpa ATE XXIII -

L.C.BARRETO SE RBF Em operação CPFL Paulista FURNAS

L.GRANDE SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

L.VERMELHA 2 SE RBF Em operação RGE ETAU

LAFAIETE 1 SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemig CEMIG-GT

LAGES SE RBF Em operação Celesc STC


LAJEADO 2 SE RBF Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT

LARANJAL SE RBF Em operação CEA Macapá

LECHUGA SE RBF Reforços Autorizados AmE ELETRONORTE

LESTE SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

LIMEIRA I SE DIT Em operação Elektro CTEEP

LIMOEIRO SE DIT Em operação CPFL Mococa CTEEP

LINHARES SE RBF Reforços Autorizados Escelsa FURNAS

LIVRAMENTO 2 SE RBF Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT

LONDRINA COT SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

LT 138 kV ACU II

/SAN.MATOS II RN LD Em operação Cosern CHESF

LT 138 kV

ADRIANOPOLIS /CEPEL

RJ

LD Em operação Light FURNAS

LT 138 kV

ADRIANOPOLIS /MAGE

RJ

LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV AGUA

VERMELHA/VOTUPOR

ANGA 2 SP

LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV ALCANTARA

/ADRIANOPOLIS RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV ALCIDIA

/PRE. PRUDENTE SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV ANASTACIO

/AQUIDAUANA MS LD Em operação Enersul ELETROSUL

LT 138 kV ANGRA

AMPLA /MURIQUI RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV ANGRA FUR

/ANGRA AMPLA RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV ANGRA FUR

/JACUACANGA RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV ANGRA FUR

/SANTA CRUZ RJ LD Em operação Light FURNAS

LT 138 kV ARAQUARI

(HYOSUNG)

/JOINVILLE GM SC

LD Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

LT 138 kV ARAQUARI

(HYOSUNG)

/JOINVILLE SANTA

CATARINA SC


LT 138 kV

ARARAQUARA /SAO

CARLOS SP

LD Em operação CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV ARARAS

/BALDIN SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV ARARAS

/SAO CARLOS SP LD Em operação CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV ATIBAIA 2

/BRA. PAULISTA SP LD Em operação EEB CTEEP

LT 138 kV ATIBAIA 3

/RL (MAIRIPORÃ/

BRAGANÇA



PAULISTA) SP

LT 138 kV B. SANTISTA

/VIC. CARVALHO SP LD Em operação

CPFL

Piratininga CTEEP

LT 138 kV BALDIN

/P.FERREIRA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV BARIRI

/BAURU SP LD Em operação CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV BARIRI

/IBITINGA SP LD Em operação CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV BARRA

BONITA /BARIRI SP LD Reforços Autorizados CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV BARRA

BONITA /BOTUCATU

SP

LD Reforços Autorizados CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV BARRA

BONITA /RIO CLARO-I

SP

LD Reforços Autorizados CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV BERTIOGA II

/SAO SEBASTIAO SP LD Em operação Bandeirante CTEEP

LT 138 kV BERTIOGA II

/VIC. CARVALHO SP LD Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV BIGUACU

/FLORIANOPOLIS SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV BIGUACU

/ITAJAIFAZENDA SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV BIGUACU

/TIJUCAS SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV BIOPAV

/PROMISSAO SP LD Em operação CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV BLUMENAU

/ILHOTA SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV BOM JARDIM

/BRA. PAULISTA SP LD Em operação EEB CTEEP

LT 138 kV

BORBOREMA

/IBITINGA SP

LD Em operação CNEE CTEEP

LT 138 kV BOTUCATU

/TIETE SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV C.

MAGALHAES

/RONDONOPOLIS MT

LD Em operação Cemat ELETRONORTE

LT 138 kV C. PAULISTA

/VOLTA REDONDA

SP/RJ


LT 138 kV C.GRANDE II

/PILOES PB LD Em operação EPB CHESF

LT 138 kV C.GRANDE II

/SANTA CRUZ II PB/RN LD Em operação Cosern CHESF

LT 138 kV

C.INDUSTRIAL

/CACHOEIRINHA1 RS

LD Em operação AES Sul CEEE-GT

LT 138 kV

C.INDUSTRIAL

/CANOAS 3 RS

LD Reforços Autorizados AES Sul CEEE-GT

LT 138 kV CABREUVA

/MAIRIPORA SP LD Em operação Elektro CTEEP


LT 138 kV CACONDE

/E.CUNHA SP LD Em operação CPFL Leste CTEEP

LT 138 kV CAIUA /RL

(FLOR.PAULISTA /

PRE.PRUDENTE) SP

LD Em operação Caiua CTEEP

LT 138 kV CAMBORIU

M.B. /ITAJAI SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV CAMPO

GRANDE /U.MIMOSO

MS

LD Em operação Enersul ELETROSUL

LT 138 kV CAMPOS

/C.ITAPEMIRIM RJ/ES LD Em operação Escelsa FURNAS

LT 138 kV CAMPOS

/IRIRI RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV CAMPOS

/ROCHA LEAO RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV CANASTRA

/TRES COROAS RS LD Em operação RGE CEEE-GT

LT 138 kV CANOAS 3

/CACHOEIRINHA1 RS LD Reforços Autorizados AES Sul CEEE-GT

LT 138 kV CAPAO

BONITO /ITAPEVA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV

CARAGUATATUBA

/UBATUBA 1 SP

LD Em operação Bandeirante CTEEP

LT 138 kV CARDOSO

/RL (AGUA VERMELHA

/ VOTUPORANGA II) SP


LT 138 kV CASA

BRANCA /RL

(LIMOEIRO / PORTO

FERREIRA) SP

LD Em operação CPFL Leste CTEEP

LT 138 kV

CATANDUVA

/BORBOREMA SP


LT 138 kV

CATANDUVA

/IBITINGA SP


LT 138 kV CERQUILHO

III /ITAPETININGA 2 SP LD Em operação CPFL Sul CTEEP

LT 138 kV

CERRADINHO

/CATANDUVA SP


LT 138 kV COCAL II

/CAPIVARA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV CUR.NOVOS

II /SANTA CRUZ II RN LD Em operação Cosern CHESF

LT 138 kV D.DAS

NACOES /IVINHEMA 2

MS

LD Em operação Enersul ELETROSUL

LT 138 kV DA MATA

/VALPARAISO SP LD Em operação CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV

DESCALVADO /RL

(SAO CARLOS II /

PORTO FERREIRA) SP



LT 138 kV DRACENA

/FLOR.PAULISTA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV E.CUNHA

/LIMOEIRO SP LD Em operação CPFL Mococa CTEEP

LT 138 kV E.CUNHA

/RIBEIRAOPRETO SP LD Em operação CPFL Leste CTEEP

LT 138 kV E.CUNHA

/S.J.B.VISTAII SP LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV E.CUNHA

/SAO JOAO SP LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV ELDORADO

/GUAIRA MS/PR LD Em operação Enersul ELETROSUL

LT 138 kV

EMBRAMACO /RL (RIO

CLARO I / LIMEIRA I)

SP


LT 138 kV EMBRAPORT

/RL (BAIXADA

SANTISTA - VICENTE

DE CARVALHO) SP

LD Em operação CPFL

Piratininga CTEEP

LT 138 kV EMBU-

GUACU /PERUIBE SP LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV EREXIM 1

/PASSO FUNDO RS LD Reforços Autorizados RGE CEEE-GT

LT 138 kV F.IGUACU

60HZ /F.IGUACUNORTE

PR

LD Em operação Copel COPEL-GT

LT 138 kV FERRARI


LT 138 kV FIGUEIRA

/US. FIGUEIRA PR LD Em operação Copel COPEL-GT

LT 138 kV

FLOR.PAULISTA /TUPA

SP

LD Em operação EDEVP CTEEP

LT 138 kV

FLOR.PAULISTA/PRE.

PRUDENTE SP


LT 138 kV

FLORIANOPOLIS

/PALHOCA ESU SC

LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV FUNIL

/POCOES BA LD Em operação Coelba AFLUENTE T

LT 138 kV GAROPABA

/J.LACERDA-A SC LD Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

LT 138 kV GASPAR

/ILHOTA SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV GUARANI

TANABI /S.J.RIO PRETO

SP


LT 138 kV

ILHASOLTEIRA1

/JALES SP


LT 138 kV

ILHASOLTEIRA1

/PIONEIROS 2 SP


LT 138 kV LD Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP


ILHASOLTEIRA1 /TRES

IRMAOS SP

LT 138 kV

ILHASOLTEIRA1 /UTE

ELDORADO BR CEL

SP/MS

LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV ILHOTA

/ARAQUARI

(HYOSUNG) SC


LT 138 kV ILHOTA

/ITAJAI SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV ILHOTA

/PICARRAS SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV IMBARIE

/ADRIANOPOLIS RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV IMBARIE

/SAO JOSE RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV IMBITUBA

/J.LACERDA-A SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV IMBITUBA

/PAL.PINHEIRA SC LD Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

LT 138 kV IMBITUBA

/PALHOCA ESU SC LD Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

LT 138 kV IRIRI

/ROCHA LEAO RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV ITAJAI

/ITAJAIFAZENDA SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV

ITAPETININGA 2

/CAPAO BONITO SP

LD Em operação CPFL Sul CTEEP

LT 138 kV ITARARE II

/ITAPEVA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV IVINHEMA

/IVINHEMA 2 MS LD Reforços Autorizados Enersul ELETROSUL

LT 138 kV IVINHEMA

/NOVA ANDRADINA

MS

LD Reforços Autorizados Enersul ELETROSUL

LT 138 kV IVINHEMA 2

/NOVA ANDRADINA

MS


LT 138 kV IVINHEMA 2

/PORTO PRIMAVERA

MS/SP


LT 138 kV

J.S.CATARINA

/PICARRAS SC


LT 138 kV

JACAREPAGUA /ARI

FRANCO RJ


LT 138 kV

JACAREPAGUA

/COSMOS RJ


LT 138 kV

JACAREPAGUA /MATO

ALTO RJ


LT 138 kV LD Reforços Autorizados Light FURNAS


JACAREPAGUA

/PALMARES RJ

LT 138 kV

JACAREPAGUA /ZONA

INDUSTR. RJ


LT 138 kV

JACUACANGA

/BRISAMAR RJ


LT 138 kV JACUI /CRUZ

ALTA1 RS LD Em operação RGE CEEE-GT

LT 138 kV JACUI

/PASSO REAL RS LD Reforços Autorizados AES Sul CEEE-GT

LT 138 kV JACUI

/SANTA MARIA1 RS LD Em operação AES Sul CEEE-GT

LT 138 kV JAGUARI

/PARAIBUNA SP LD Reforços Autorizados Bandeirante CTEEP

LT 138 kV JALES

/AGUA VERMELHA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV JALES

/VOTUPORANGA 2 SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV JOINVILLE

/J.S.CATARINA SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV JOINVILLE

GM /JOINVILLE SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV JOINVILLE

SANTA CATARINA

/JOINVILLE GM SC

LD Reforços Autorizados celesc ELETROSUL

LT 138 kV JUPIA

/U.MIMOSO SP/MS LD Em operação Enersul ELETROSUL

LT 138 kV JURUMIRIM

/CAPAO BONITO SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV L.

VERMELHA 1

/VACARIA RS

LD Em operação RGE CEEE-GT

LT 138 kV LIMEIRA I

/MOGI MIRIM 3 SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV MAIRIPORA

/ATIBAIA 2 SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV MAIRIPORA

/SANTO ANGELO SP LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV MASSEY-

SPRINGER

/RL(SCHARLAU/ C.

INDUSTRIAL - C1) RS


LT 138 kV MOCOCA

/E.CUNHA SP LD Em operação CPFL Mococa CTEEP

LT 138 kV MOCOCA /RL

(E.CUNHA / RIBEIRAO

PRETO) SP

LD Em operação CPFL Mococa CTEEP

LT 138 kV MOGI

GUACU I /MOGI MIRIM

II SP


LT 138 kV MOGI

GUACU I /S.J.B.VISTAII

SP


LT 138 kV MOGI MIRIM LD Em operação Elektro CTEEP


3 /MOGI GUACU I SP

LT 138 kV MOGI MIRIM

3 /MOGI MIRIM II SP LD Em operação Elektro CTEEP


3 /RL (JAGUARIUNA

/RL (MOGI MIRIM

II/BRA. PAULISTA) SP

LD Em operação CPFL Jaguari CTEEP


3 /S.J.B.VISTAII SP LD Em operação Elektro CTEEP


II/BRA. PAULISTA SP LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV MONGAGUA

/RL (EMBU GUAÇU /

PERUIBE) SP


LT 138 kV MURIQUI

/BRISAMAR RJ LD Em operação Light FURNAS

LT 138 kV

N.AVANHANDAVA

/BIOPAV SP


LT 138 kV

N.AVANHANDAVA/PR

OMISSAO SP


LT 138 kV

N.AVANHANDAVA/S.J.

RIO PRETO SP


LT 138 kV

N.AVANHANDAVA/VA

LPARAISO SP


LT 138 kV NOVA

ANDRADINA /PORTO

PRIMAVERA MS/SP


LT 138 kV P.FERREIRA

/ARARAS SP LD Em operação Elektro CTEEP


/FERRARI SP LD Em operação Elektro CTEEP


/SAO LUIZ SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV P.LANSUL

/RL(SCHARLAU/C.

INDUSTRIAL - C2) RS


LT 138 kV

PAL.PINHEIRA

/PALHOCA ESU SC


LT 138 kV PALHOCA

ESU /GAROPABA SC LD Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

LT 138 kV PALHOCA

ESU /J.LACERDA-A SC LD Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

LT 138 kV PALMARES

/MATO ALTO RJ LD Em operação Light FURNAS

LT 138 kV PARAIBUNA

/CARAGUATATUBA SP LD Reforços Autorizados Bandeirante CTEEP

LT 138 kV PARAIBUNA

/S.JOSE CAMPOS SP LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV PARAIBUNA

/TAUBATE SP LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP


LT 138 kV PARAISO

/SANTA CRUZ II RN LD Reforços Autorizados Cosern CHESF

LT 138 kV PARQUE

EMAS /C. MAGALHAES

GO/MT

LD Reforços Autorizados Celg FURNAS

LT 138 kV PENAPOLIS

/RL (PROMISSAO /

NOVA

AVANHANDAVA) SP


LT 138 kV PERUIBE

/REGISTRO SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV PILOES

/PARAISO PB/RN LD Reforços Autorizados Cosern CHESF

LT 138 kV PILOES

/SANTA CRUZ II PB/RN LD Reforços Autorizados EPB CHESF

LT 138 kV PIMENTA

/ARCOS MG LD Em operação Cemig CEMIG-GT

LT 138 kV PINHAL /RL

(S.J.B.VISTA II / MOGI-

GUACU I) SP


LT 138 kV PIONEIROS 2

/JALES SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV POLIMIX /RL

(MAIRIPORÃ / SANTO

ÂNGELO) SP

LD Reforços Autorizados Bandeirante CTEEP

LT 138 kV PORTO

PRIMAVERA /ROSANA

SP


LT 138 kV PRE.

PRUDENTE /COCAL II

SP


LT 138 kV PRE.

PRUDENTE/CAPIVARA

SP


LT 138 kV PROMISSAO

/CATANDUVA SP LD Em operação CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV PROMISSAO

/CERRADINHO SP LD Em operação CNEE CTEEP

LT 138 kV REGISTRO

/CAPAO BONITO SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV

RIBEIRAOPRETO

/P.FERREIRA SP


LT 138 kV RIO CLARO

/C. MAGALHAES

GO/MT

LD Reforços Autorizados Celg FURNAS

LT 138 kV RIO CLARO-I

/ARARAS SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV RIO CLARO-I

/LIMEIRA I SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV RIO PARDO

/SAO SEBASTIAO SP LD Em operação Bandeirante CTEEP

LT 138 kV RIO VERDE

FUR /C. DOURADA GO LD Em operação Celg FURNAS

LT 138 kV RIO VERDE

FUR /C. MAGALHAES LD Reforços Autorizados Cemat FURNAS


GO/MT

LT 138 kV RIO VERDE

FUR /RIO CLARO GO LD Reforços Autorizados Celg FURNAS

LT 138 kV ROCHA

LEAO /MAGE RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV

RONDONOPOLIS

/COXIPO MT

LD Em operação Cemat ELETRONORTE

LT 138 kV ROSANA

/ALCIDIA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV ROSANA

/PRE. PRUDENTE SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV S. LUIZ /RL

(TRENSURB

SCHARLAU/ C.

INDUSTRIAL - C1) RS


LT 138 kV S.J.B.VISTAII

/POCOS CALDAS

SP/MG


LT 138 kV S.J.RIO

PRETO/CATANDUVA

SP


LT 138 kV

S.J.RIOPARDO /RL

(E.CUNHA / CACONDE)

SP

LD Em operação CPFL Leste CTEEP

LT 138 kV SAN.MATOS

II /CUR.NOVOS II RN LD Em operação Cosern CHESF

LT 138 kV SANTA

BARBARA /LIMEIRA I

SP


LT 138 kV SANTA

BARBARA /MOGI

MIRIM II SP


LT 138 kV SANTA CRUZ

/BRISAMAR RJ LD Em operação Light FURNAS


/JACAREPAGUA RJ LD Reforços Autorizados Light FURNAS


/PALMARES RJ LD Em operação Light FURNAS


/ZONA INDUSTR. RJ LD Em operação Light FURNAS

LT 138 kV SANTA

MARIA1 /ALEGRETE

RS

LD Reforços Autorizados AES Sul CEEE-GT

LT 138 kV SANTA

MARTA /L. VERMELHA

1 RS


LT 138 kV SANTO

ANGELO /BERTIOGA II

SP


LT 138 kV SANTO

ANGELO /RIO PARDO

SP


LT 138 kV SAO CARLOS

/P.FERREIRA SP LD Em operação CPFL Paulista CTEEP



/RL (BARRA

BONITA/RIO CLARO-I)

SP



/RL (SAO CARLOS II /

PORTO FERREIRA) SP


LT 138 kV SAO JOAO

/S.J.B.VISTAII SP LD Reforços Autorizados Elektro CTEEP

LT 138 kV SAO JOSE

/MAGE RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV SAO LUIZ


LT 138 kV SAO

SEBASTIAO/CARAGUA

TATUBA SP


LT 138 kV SCHARLAU

/C.INDUSTRIAL RS LD Em operação AES Sul CEEE-GT

LT 138 kV TAQUARA

/CACHOEIRINHA1 RS LD Reforços Autorizados RGE CEEE-GT

LT 138 kV TAQUARA

/OSORIO 2 RS LD Reforços Autorizados CEEE CEEE-GT

LT 138 kV TAQUARUCU

/DRACENA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV TIETE

/CERQUILHO III SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV TIJUCAS

/CAMBORIU M.B. SC LD Em operação Celesc ELETROSUL

LT 138 kV TRES

COROAS /TAQUARA RS LD Reforços Autorizados RGE CEEE-GT

LT 138 kV TRES

IRMAOS /DA MATA SP LD Em operação CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV TRES

IRMAOS /JUPIA SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 138 kV TRES

IRMAOS /TRES

LAGOAS SP


LT 138 kV TRES

IRMAOS /VALPARAISO

SP


LT 138 kV TUCURUI

VILA /CAMETA PA LD Em operação Celpa ELETRONORTE

LT 138 kV UBARANA

/RL (PROMISSAO /

CATANDUVA) SP


LT 138 kV UNIVALEM

/FLOR.PAULISTA SP LD Reforços Autorizados CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV UNIVALEM

/VALPARAISO SP LD Reforços Autorizados CPFL Paulista CTEEP

LT 138 kV USI CAMPOS

/CAMPOS RJ LD Em operação Ampla FURNAS

LT 138 kV USINA PA-II

/ZEBU BA LD Em operação Ceal CHESF

LT 138 kV UTE

ELDORADO BR CEL

/TRES LAGOAS 1 MS



LT 138 kV UTE

ELDORADO BR CEL

/VCP (ELEKTRO) MS


LT 138 kV

VALPARAISO

/FLOR.PAULISTA SP


LT 138 kV VCP

(ELEKTRO) /TRES

LAGOAS 1 MS


LT 138 kV

VOTUPORANGA 2

/GUARANI TANABI SP


LT 138 kV

VOTUPORANGA

2/S.J.RIO PRETO SP


LT 69 kV ABAIXADORA

/MOXOTO BA LD Em operação Coelba CHESF

LT 69 kV ABAIXADORA

/MULUNGU BA LD Em operação Coelba CHESF

LT 69 kV ABAIXADORA

/ZEBU BA/AL LD Em operação Coelba CHESF

LT 69 kV ALEGRETE2

/ALEGRETE RS LD Em operação AES Sul CEEE-GT

LT 69 kV BARIGUI

/SANT.QUITERIA PR LD Em operação Copel COPEL-GT

LT 69 kV BUGRES

/CANASTRA RS LD Em operação RGE CEEE-GT

LT 69 kV CAMACARI II

/CAMACARI II BA LD Em operação Coelba CHESF

LT 69 kV CATU

/COTEGIPE BA LD Em operação Coelba CHESF

LT 69 kV CRUZ ALTA1

/IJUI RS LD Em operação Demei CEEE-GT

LT 69 kV CRUZ ALTA1

/PANAMBI RS LD Em operação Hidropan CEEE-GT

LT 69 kV IJUI /SANTO

ANGELO RS LD Em operação Demei CEEE-GT

LT 69 kV ITARARE I

/ITARARE II SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 69 kV JABOATAO

/RECIFE II RJ/PE LD Em operação Celpe CHESF

LT 69 kV LAJEADO 1

/CERTEL 2 RS LD Em operação AES Sul CEEE-GT

LT 69 kV LAJEADO 2

/LAJEADO 1 RS LD Em operação AES Sul CEEE-GT

LT 69 kV MATATU

/NARANDIBA BA LD Reforços Autorizados Coelba CHESF

LT 69 kV MATATU

/PITUACU BA LD Reforços Autorizados Coelba CHESF

LT 69 kV

MOD.REDUZIDO /RL (

ABAIXADORA /

MOXOTO ) BA

LD Em operação Coelba CHESF

LT 69 kV NARANDIBA

/PITUACU BA LD Reforços Autorizados Coelba CHESF

LT 69 kV PEDRA LD Em operação Coelba CHESF


/JEQUIE BA

LT 69 kV PITUACU

/COTEGIPE BA LD Em operação Coelba CHESF

LT 69 kV SANTA

MARTA /CARAZINHO

RS


LT 69 kV SANTO

ANGELO2 /SANTO

ANGELO RS


LT 69 kV SAO

JERONIMO

/CHARQUEADAS RS

LD Reforços Autorizados CEEE CEEE-GT

LT 69 kV TRIUNFO

/CHARQUEADAS RS LD Em operação CEEE CEEE-GT

LT 69 kV TRIUNFO

/SAO JERONIMO RS LD Reforços Autorizados CEEE CEEE-GT

LT 69 kV TUCURUI

/TUCURUI VILA PA LD Em operação Celpa ELETRONORTE

LT 69 kV UBERABA

/GUATUPE PR LD Em operação Copel COPEL-GT

LT 69 kV UTINGA

/MIRAMAR PA LD Reforços Autorizados Celpa ELETRONORTE

LT 69 kV ZEBU

/ITAPARICA BA/PE LD Em operação Celpe CHESF

LT 69 kV ZEBU

/MOXOTO BA LD Em operação Coelba CHESF

LT 69 kV ZEBU /XINGO

BA/AL LD Em operação ESE CHESF

LT 88 kV ASSIS

/CANOAS I SP LD Em operação EDEVP CTEEP

LT 88 kV ASSIS

/DECASA SP LD Em operação EDEVP CTEEP

LT 88 kV ASSIS I /RL

(CANOAS II / ASSIS) SP LD Em operação EDEVP CTEEP

LT 88 kV BOTUCATU

/CERQUILHO SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 88 kV CAIUA /RL

(ASSIS / P. PRUDENTE)

SP


LT 88 kV CANOAS I

/SALTO GRANDE SP LD Em operação EDEVP CTEEP

LT 88 kV CANOAS II

/SALTO GRANDE SP LD Em operação EDEVP CTEEP

LT 88 kV CERQUILHO

/ITAPETININGA 2 SP LD Em operação CPFL Sul CTEEP

LT 88 kV CHAVANTES

/BOTUCATU SP LD Em operação CPFL Santa CTEEP

LT 88 kV CHAVANTES

/IPAUSSU SP LD Em operação CPFL Santa CTEEP

LT 88 kV CHAVANTES

/SALTO GRANDE SP LD Em operação CPFL Santa CTEEP

LT 88 kV DECASA

/CANOAS II SP LD Em operação EDEVP CTEEP

LT 88 kV IPAUSSU

/BOTUCATU SP LD Em operação CPFL Santa CTEEP


LT 88 kV

ITAPETININGA 2

/ITAPETININGA 1 SP

LD Em operação CPFL Sul CTEEP

LT 88 kV JAGUARI

/S.JOSE CAMPOS SP LD Em operação Bandeirante CTEEP

LT 88 kV MAIRIPORA

/JAGUARI SP LD Em operação Bandeirante CTEEP

LT 88 kV MONGAGUA

/PEDRO TAQUES SP LD Em operação Elektro CTEEP

LT 88 kV OURINHOS

/CHAVANTES SP LD Reforços Autorizados CPFL Santa CTEEP

LT 88 kV OURINHOS 1

/RL (CHAVANTES /

SALTO GRANDE) SP

LD Em operação CPFL Santa CTEEP

LT 88 kV OURINHOS 2

/RL (CHAVANTES /

SALTO GRANDE) SP


LT 88 kV PALMITAL

/RL (CANOAS II /

ASSIS) SP


LT 88 kV PARAGUACU

PAULISTA II /ASSIS SP LD Reforços Autorizados EDEVP CTEEP

LT 88 kV PRE.

PRUDENTE /ASSIS SP LD Reforços Autorizados EDEVP CTEEP

LT 88 kV PRE.

PRUDENTE

/PARAGUACU

PAULISTA II SP

LD Reforços Autorizados EDEVP CTEEP

LT 88 kV PRE.

PRUDENTE /QUATA SP LD Em operação EDEVP CTEEP

LT 88 kV QUATA /ASSIS

SP LD Reforços Autorizados EDEVP CTEEP

LT 88 kV QUATA

/PARAGUACU

PAULISTA II SP

LD Reforços Autorizados EDEVP CTEEP

LT 88 kV SALTO

GRANDE /OURINHOS

SP


LT 88 kV SANTA LINA

/RL (ASSIS / P.

PRUDENTE) SP


LUCAS RIO VERDE SE RBF Em operação Cemat ELETRONORTE

LUZIANIA SE RBF Reforços Autorizados Celg LUZIÂNIA-

NIQUELÂNDIA

M. FORNASARO SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

M. MORAES SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemig FURNAS

MACAMBARA SE RBF Em operação AES Sul CEEE-GT

MACAPA SE RBF Em operação CEA Macapá

MACEIO SE RBF Em operação Ceal CHESF

MACEIO II SE RBF Reforços Autorizados Ceal CHESF

MAIRIPORA SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

MANOEL DA

NOBREGA SE RBF Reforços Autorizados

CPFL

Piratininga ELTE


MARABA SE RBF Em operação Celpa ELETRONORTE

MARACANAU SE RBF Reforços Autorizados Coelce TCE

MARECHAL RONDON SE RBF Reforços Autorizados Elektro Rondon

MARIMBONDO SE RBF Em operação Cemig FURNAS

MARINGA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

MATATU SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelba CHESF

MESQUITA SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

MIGUEL REALE SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

MILAGRES SE RBF Em operação Coelce CHESF

MIRAMAR SE RBF Reforços Autorizados Celpa ELETRONORTE

MIRANDA II SE RBF Em operação Cemar ELETRONORTE

MIRASSOL II SE RBF Em operação CPFL Paulista IE Pinheiros

MIRUEIRA SE RBF Em operação Celpe CHESF

MIRUEIRA II SE RBF Reforços Autorizados Celpe CHESF

MISSOES SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

MOCOCA SE DIT Em operação CPFL Mococa CTEEP

MOD.REDUZIDO SE DIT Em operação Coelba CHESF

MOGI SE RBF Em operação Bandeirante CTEEP

MOGI GUACU I SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

MOGI MIRIM 3 SE RBF Em operação Elektro CTEEP

MOGI MIRIM II SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

MONGAGUA SE DIT Em operação Elektro CTEEP

MONTESCLAROS2 SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

MOSSORO II SE RBF Em operação Cosern CHESF

MOXOTO SE DIT Em operação Coelba CHESF

MULUNGU SE DIT Em operação Coelba CHESF

MUSSURE II SE RBF Em operação e reforços autorizados EPB CHESF

N. PETROPOLIS 2 SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

N.AVANHANDAVA SE DIT Em operação Elektro CTEEP

NARANDIBA SE RBF Em operação Coelba Narandiba

NATAL II SE RBF Em operação e reforços autorizados Cosern CHESF

NATAL III SE RBF Em operação Cosern CHESF

NEVES 1 SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemig CEMIG-GT

NILO PECANHA SE RBF Em operação Light Light

NIQUELANDIA SE RBF Em operação e reforços autorizados Celg LUZIÂNIA-

NIQUELÂNDIA

NOBRES SE RBF Em operação Cemat ELETRONORTE

NORDESTE SE RBF Em operação Bandeirante CTEEP

NORTE SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

NOSSA SENHORA DO

SOCORRO SE RBF Reforços Autorizados ESE CHESF

NOVA ANDRADINA SE DIT Em operação e reforços autorizados Enersul ELETROSUL

NOVA IGUACU SE RBF Reforços Autorizados Light LTTE


NOVA MUTUM SE RBF Em operação Cemat ELETRONORTE

NOVA PONTE SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

NOVA PRATA 2 SE RBF Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

OESTE SE RBF Em operação CPFL

Piratininga CTEEP

OLINDINA SE RBF Em operação Coelba CHESF

ORIXIMINA SE RBF Em operação Celpa Macapá

OSORIO 2 SE RBF Em operação CEEE CEEE-GT

OURO PRETO 2 SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

P. AFONSO IV SE RBF Em operação Ceal CHESF

P. COLOMBIA SE RBF Em operação Cemig FURNAS

P.AFONSO III SE RBF Em operação Ceal CHESF

P.DUTRA SE RBF Em operação Cemar ELETRONORTE

P.FERREIRA SE DIT Em operação Elektro CTEEP

P.MEDICI SE RBF Em operação CEEE CEEE-GT

P.PETROQUIMIC SE RBF Em operação AES Sul CEEE-GT

PAL.PINHEIRA SE DIT Reforços Autorizados Celesc ELETROSUL

PALHOCA ESU SE RBF Em operação e reforços autorizados Celesc ELETROSUL

PALMEIRAS SE RBF Em operação e reforços autorizados Celg CELG G&T

PANAMBI SE DIT Em operação Hidropan CEEE-GT

PARACATU 4 SE RBF Em operação Cemig SMTE

PARAGUACU

PAULISTA II SE RBF Reforços Autorizados EDEVP

COPEL-GT /

CTEEP

PARAIBUNA SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

PARAISO SE RBF Em operação Cosern CHESF

PARAUAPEBAS SE RBF Reforços Autorizados Celpa ATE XXIV

PARECIS SE RBF Em operação Cemat EBTE

PARIGOT SOUZA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

PARINTINS SE RBF Reforços Autorizados AmE ATE XXIII -

PARQUE EMAS SE DIT Reforços Autorizados Celg FURNAS

PASSO FUNDO SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

PASSO REAL SE RBF Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT

PATO BRANCO SE RBF Em operação e reforços autorizados Copel COPEL-GT

PAU FERRO SE RBF Em operação Celpe CHESF

PELOTAS3 SE RBF Em operação e reforços autorizados CEEE CEEE-GT

PENAPOLIS SE DIT Em operação CPFL Paulista CTEEP

PENEDO SE RBF Em operação Ceal CHESF

PERITORO SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemar ELETRONORTE

PERUIBE SE DIT Em operação Elektro CTEEP

PICOS SE RBF Em operação Cepisa CHESF

PILARZINHO SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

PILOES SE DIT Em operação EPB CHESF

PIMENTA SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT


PINHALZINHO SE RBF Reforços Autorizados Celesc FOTE

PIONEIROS 2 SE DIT Em operação Elektro CTEEP

PIRACICABA SE RBF Reforços Autorizados CPFL Paulista CPFL

TRANSMISSÃO

PIRAJA SE RBF Reforços Autorizados Coelba CHESF

PIRAPAMA II SE RBF Em operação Celpe CHESF

PIRAPORA 2 SE RBF Em operação Cemig SPTE

PIRATININGA SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

PIRATININGA 2 SE RBF Em operação Eletropaulo IE Pinheiros

PIRIPIRI SE RBF Em operação Cepisa CHESF

PIRITUBA SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

PITUACU SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelba CHESF

POCOES II SE RBF Reforços Autorizados Coelba CHESF

POCOS CALDAS SE RBF Em operação e reforços autorizados DME FURNAS

POLO SE RBF Reforços Autorizados Coelba CHESF

PONTA G NORTE SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

PONTA G SUL SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

PORTO ALEGRE9 SE RBF Em operação CEEE CEEE-GT

PORTO FRANCO SE RBF Em operação Cemar ELETRONORTE

PORTO PRIMAVERA SE DIT Em operação Elektro CTEEP

PORTOALEGRE 4 SE RBF Em operação CEEE CEEE-GT

PORTOALEGRE10 SE RBF Em operação e reforços autorizados CEEE CEEE-GT

PORTOALEGRE13 SE RBF Em operação CEEE CEEE-GT

PORTOALEGRE6 SE RBF Em operação CEEE CEEE-GT

POSTO FISCAL SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

PRE. PRUDENTE SE DIT Em operação e reforços autorizados Caiua CTEEP

PRE.MEDICI SE RBF Em operação CEEE CEEE-GT

PROMISSAO SE DIT Em operação CPFL Paulista CTEEP

QUATA SE DIT Em operação e reforços autorizados EDEVP CTEEP

QUINTA SE RBF Em operação e reforços autorizados CEEE CEEE-GT

RAM REBERT F SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

REALEZA SE RBF Reforços Autorizados Copel COPEL-GT

RECIFE II SE RBF Em operação Celpe CHESF

REGISTRO SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

RESTINGA SE RBF Reforços Autorizados CEEE TESB

RIB.GONCALVES SE RBF Em operação Cepisa ELETRONORTE

RIBEIRAO SE RBF Em operação Celpe CHESF

RIBEIRAOPRETO SE RBF Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista CTEEP

RIO BRANCO I SE RBF Em operação Eletroacre ELETRONORTE

RIO CLARO SE DIT Reforços Autorizados Celg FURNAS

RIO CLARO-I SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

RIO DO SUL SE RBF Em operação Celesc STC

RIO LARGO II SE RBF Em operação Ceal CHESF


RIO PARDO SE DIT Em operação Bandeirante CTEEP

RIO VERDE FUR SE RBF Em operação e reforços autorizados Celg FURNAS

ROCHA LEAO SE DIT Em operação Ampla FURNAS

RONDONOPOLIS SE RBF Em operação Cemat ELETRONORTE

ROSANA SE DIT Em operação Elektro CTEEP

RUROPOLIS SE RBF Em operação e reforços autorizados Celpa ELETRONORTE

RUSSAS II SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelce CHESF

S. G. DO PARA SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

S. OSORIO SE RBF Em operação Copel ELETROSUL

S.DA MESA SE RBF Em operação Celg FURNAS

S.J.B.VISTAII SE DIT Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

S.J.RIO PRETO SE DIT Em operação CPFL Paulista CTEEP

S.JOAO PIAUI SE RBF Em operação Cepisa CHESF

S.JOSE CAMPOS SE RBF Em operação Bandeirante CTEEP

S.MATEUS SUL SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

S.SANTIAGO SE RBF Em operação Copel ELETROSUL

S.VICENTE SUL SE RBF Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT

SALTO SE RBF Em operação CPFL

Piratininga IEJAPI

SALTO GRANDE SE RBF Em operação EDEVP CTEEP

SAMAMBAIA SE RBF Em operação e reforços autorizados CEB FURNAS

SAN.MATOS II SE DIT Em operação e reforços autorizados Cosern CHESF

SANT.QUITERIA SE RBF Reforços Autorizados Copel CAIUÁ-T

SANTA BARBARA SE RBF Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista CTEEP

SANTA CABECA SE RBF Em operação Bandeirante CTEEP

SANTA CRUZ SE DIT Em operação Light FURNAS

SANTA CRUZ II SE DIT Em operação e reforços autorizados Cosern CHESF

SANTA CRUZ1 SE RBF Em operação AES Sul CEEE-GT

SANTA MARIA SE RBF Em operação e reforços autorizados Celpa ELETRONORTE

SANTA MARIA 3 SE RBF Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT / FOTE

SANTA MARIA1 SE DIT Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT

SANTA MARTA SE RBF Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

SANTA MONICA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

SANTA RITA II SE RBF Em operação EPB CHESF

SANTA ROSA 1 SE RBF Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

SANTO ANGELO SE RBF Em operação e reforços autorizados Elektro CTEEP

SANTO ANGELO2 SE RBF Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

SANTOS DUMONT SE RBF Em operação Cemig ESDE

SAO BORJA2 SE RBF Em operação e reforços autorizados AES Sul CEEE-GT

SAO CARLOS SE DIT Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista CTEEP

SAO GONCALO SE DIT Em operação Ampla FURNAS

SAO GOTARDO 2 SE RBF Em operação Cemig SÃO GOTARDO

SAO JOAO SE DIT Em operação Elektro CTEEP


SAO JOSE SE RBF Em operação e reforços autorizados Light FURNAS

SAO LUIS I SE RBF Em operação Cemar ELETRONORTE

SAO LUIS III SE RBF Em operação Cemar ELETRONORTE

SAO LUIZ SE DIT Em operação Elektro CTEEP

SAO SEBASTIAO SE DIT Em operação e reforços autorizados Bandeirante CTEEP

SAO SIMAO-US SE DIT Em operação Celg CEMIG-GT

SARANDI SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

SCHARLAU SE RBF Em operação AES Sul CEEE-GT

SE BOM JESUS II SE DIT Reforços Autorizados Cepisa SÃO PEDRO

SE RIO GRANDE II SE RBF Reforços Autorizados Coelba SÃO PEDRO

SE SAO JERONIMO

(CEEE-D) SE DIT Reforços Autorizados CEEE CEEE-GT

SETE LAGOAS 4 SE RBF Reforços Autorizados Cemig SLTE

SIDEROPOL.ESU SE RBF Em operação EFLJC ELETROSUL

SIDROLANDIA 2 SE RBF Reforços Autorizados Enersul BRILHANTE II

SILVES SE RBF Em operação AmE Manaus TR

SINOP SE RBF Em operação e reforços autorizados CEMAT ELETRONORTE

SOBRAL II SE RBF Em operação Coelce CHESF

SORRISO SE RBF Em operação Cemat ELETRONORTE

SR.BONFIM II SE RBF Em operação e reforços autorizados Coelba CHESF

STA V.PALMAR SE RBF Reforços Autorizados CEEE TSLE

STO.A.JESUS SE RBF Em operação Coelba CHESF

SUAPE III SE RBF Em operação Celpe CHESF

SUL SE RBF Em operação Eletropaulo CTEEP

SUMARE SE RBF Em operação CPFL Paulista CTEEP

TACAIMBO SE RBF Em operação Celpe CHESF

TAPERA 2 SE RBF Em operação RGE ELETROSUL

TAQUARA SE RBF Em operação e reforços autorizados RGE CEEE-GT

TAQUARIL SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

TAQUARUCU SE RBF Em operação Elektro CTEEP

TAUA II SE RBF Em operação Coelce CHESF

TAUBATE SE RBF Em operação e reforços autorizados Bandeirante CTEEP

TEIX. FREITAS II SE RBF Reforços Autorizados Coelba CHESF

TERESINA SE RBF Em operação Cepisa CHESF

TERESINA III SE RBF Reforços Autorizados Cepisa CHESF

TIETE SE DIT Em operação Elektro CTEEP

TIJUCAS SE DIT Em operação Celesc ELETROSUL

TIMOTEO SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

TOMBA SE RBF Em operação Coelba AFLUENTE T

TOME-ACU SE RBF Reforços Autorizados Celpa TPE

TRANSAMAZONIC SE RBF Em operação e reforços autorizados Celpa ELETRONORTE

TRES IRMAOS SE RBF Em operação Elektro CTEEP

TRES MARIAS SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT


TUCURUI SE RBF Em operação e reforços autorizados Celpa ELETRONORTE

TUCURUI VILA SE DIT Em operação Celpa ELETRONORTE

U.MASCARENHAS SE RBF Em operação Escelsa EVRECY

U.MIMOSO SE DIT Em operação Enersul ELETROSUL

U.SOBRADINHO SE RBF Em operação Coelba CHESF

UB.ESPERANCA SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemar CHESF

UBARANA SE DIT Em operação CPFL Paulista CTEEP

UBERABA SE RBF Em operação Copel COPEL-GT

UHE S.DA MESA SE RBF Em operação Celg FURNAS

UMBARA SE RBF Em operação e reforços autorizados Copel COPEL-GT

UMUARAMA SUL SE RBF Reforços Autorizados Copel COSTA OESTE

UNIVALEM SE DIT Em operação CPFL Paulista CTEEP

URUGUAIANA5 SE RBF Em operação AES Sul CEEE-GT

US. FUNIL SE DIT Em operação Coelba CHESF

US. L.GONZAGA SE RBF Em operação Celpe CHESF

USI CAMPOS SE DIT Em operação e reforços autorizados Ampla FURNAS

USINA XINGO SE RBF Em operação ESE CHESF

UTE ELDORADO BR

CEL SE DIT Em operação Elektro CTEEP

V.AIRES SE RBF Em operação AES Sul CEEE-GT

VALPARAISO SE DIT Em operação e reforços autorizados CPFL Paulista CTEEP

VARZEA GRANDE SE RBF Em operação e reforços autorizados Cemat ETVG

VARZEA PALMA1 SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

VENDA PEDRAS SE RBF Em operação Ampla PEDRAS

VERONA SE RBF Em operação Escelsa ETES

VIAMAO 3 SE RBF Reforços Autorizados CEEE TESB

VIANA SE RBF Em operação Escelsa FURNAS

VIC. CARVALHO SE DIT Em operação e reforços autorizados CPFL

Piratininga CTEEP

VIDEIRA SE RBF Em operação Celesc ATE VI

VILA DO CONDE SE RBF Em operação e reforços autorizados Celpa ELETRONORTE

VITORIA SE RBF Em operação Escelsa FURNAS

VOLTA GRANDE SE RBF Em operação Cemig CEMIG-GT

VOTUPORANGA 2 SE DIT Em operação Elektro CTEEP

XINGO SE DIT Em operação ESE CHESF

XINGUARA 2 SE RBF Em operação Celpa ATLÂNTICO

ZEBU SE RBF Em operação CEAL CHESF

ZONA OESTE SE RBF Reforços Autorizados Light FURNAS

de transmissão dit para as distribuidoras. i. do objetivo · 2. a agenda regulatória da aneel...

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