DSP - DESPACHO 251/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Concede provimento parcial ao requerimento administrativo interposto pela Elektro Redes S.A - Elektro; determina à Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - ISA CTEEP que cadastre as obras elencadas no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços - SGPMR e solicite a consolidação dessas obras pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, o qual dará encaminhamento à ANEEL, em caráter de urgência, para autorização; e que, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da Receita Anual Permitida - RAP, informe, de forma destacada, as datas de integração e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET das obras relacionadas; bem como determina à Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição - SCT que estabeleça a parcela de Receita Anual Permitida - RAP para essas obras; e à Superintendência de Gestão Tarifária - SGT que calcule o valor devido a título de ressarcimento à Elektro, e inclua esse valor no processo tarifário da distribuidora, conforme previsto na regulamentação setorial.
Assunto: Juízo de reconsideração
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-02-07
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.002123/2019-99.
INTERESSADO: Elektro Redes S.A. (Elektro) e Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (ISA
CTEEP).
RELATORA: Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT).
ASSUNTO: Requerimento Administrativo interposto pela Elektro Redes S.A. (Elektro) com vistas ao
reconhecimento dos encargos de conexão firmados por meio de Contrato de Conexão às Instalações de
Transmissão (CCT) com a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (ISA CTEEP) sem
estabelecimento de Receita Anual Permitida (RAP).
I. R E L A T Ó R I O
Em 18 de outubro de 2018, por meio da Carta CT/R/149/20181, a Elektro Redes S.A.
(Requerente, Elektro ou Distribuidora) requereu a homologação de Receita Anual Permitida (RAP) para
uma série de obras realizadas entre 2008 e 2013 registradas em aditivos aos Contratos de Conexão às
Instalações de Transmissão (CCT) nº 9/2000 e nº 48/2005, firmados com a Companhia de Transmissão de
Energia Elétrica Paulista (ISA CTEEP).
2. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT), por do por meio do
Ofício nº 019/2019-SRT/ANEEL2, de 19 de fevereiro de 2019, solicitou informações da ISA CTEEP acerca
de diversas implantações de módulos de conexão em diversos pontos de conexão de distribuidoras que
são descritas em termos aditivos dos CCT, mas que não foram objeto de estabelecimento de receita pela
ANEEL, acarretando o não reconhecimento nos processos tarifários
3. Em 25 de março de 2019, por meio da correspondência CT/RR/413/20193, a ISA CTEEP, em
resposta ao Ofício nº 019/2019-SRT/ANEEL, apresentou suas contra argumentações em relação ao pleito
da CPFL e de outras distribuidoras que apresentaram pleitos semelhantes quanto ao estabelecimento de
receita para valores cobrados por meio de CCTs referente a reforços implantados pela transmissora.
1 Documento SICnet nº 48513.034822/2018-00.
2 Documento SICnet nº 48552.000121/2019-00.
3 Documento SICnet nº 48513.008801/2019-00.

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4. A Elektro, em 5 de setembro de 2019, por meio da correspondência CT/R/133/20194,
interpôs pedido de reconsideração em face à Resolução Homologatória nº 2.592, de 20 de agosto de 2019
(REH 2.592/2019), que homologou o resultado da Revisão Tarifária de 2019 da distribuidora5.
5. Em 25 de novembro de 2019, o processo foi distribuído, por sorteio, à minha relatoria.
6. Minha assessoria, por meio do Memorando nº 354/2019-ASD/ANEEL6, de 31 de outubro
de 2019, solicitou manifestação da SRT acerca do pedido em tela. Em resposta, a área emitiu a Nota
Técnica nº 83/2019-SRT/ANEEL, de 18 de novembro de 2019.
7. Diante da necessidade de uma análise jurídica sobre o caso em tela, a minha assessoria,
em 10 de julho de 2020, solicitou, por meio do Memorando nº 206/2020-ASD-ANEEL7, manifestação da
Procuradoria Federal, especificamente quanto eventual óbice jurídico para o reconhecimento de receita
e cobrança retroativa, especialmente a ocorrência de preclusão, decadência ou prescrição para a
implementação do referido direito nos casos concretos apresentados pela Elektro.
8. A Procuradoria Federal junto à ANEEL se manifestou por meio do Parecer nº
266/2020/PFANEEL/PGF/AGU8, de 25 de agosto de 2020, o qual foi devidamente aprovado pelo Despacho
nº 548/2020/PFANEEL/PGF/AGU.
9. Em 3 de setembro de 2020, a ISA CTEEP protocolou a carta nº CT/RA/67/20209
apresentando sua manifestação com relação ao pleito da Elektro e ao posicionamento exarado pela SRT.
10. É o que cabe relatar. Passo, pois, à análise.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
11. Trata-se de Requerimento Administrativo interposto pela Elektro quanto à necessidade de
reconhecimento dos encargos de conexão, firmados por meio de CCT com a ISA CTEEP, para uma série de
obras realizadas entre 2008 e 2013, as quais não tiveram estabelecimento de RAP pela ANEEL, e, portanto,
não puderam ser reconhecidas no processo de revisão tarifária da Distribuidora.
4 Documento SICnet nº 48513.023075/2019-00.
5 Processo nº 48500.006287/2018-12.
6
Documento SICnet nº 48575.005978/2019-00, constante no Processo nº 48500.006287/2018-12.
7 Documento SICnet nº 48575.003286/2020-00.
8 Documento SICnet nº 48516.002171/2020-00.
9 Documento SICnet nº 48513.023951/2019-00.

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12. Pelas razões expostas a seguir, voto por deferir, parcialmente, o pleito apresentado pela
Elektro.
13. Para motivar tal encaminhamento, a fundamentação do presente voto resta estruturada
em quatro itens, a saber: (i) da especificação do pleito apresentado pela Elektro; (ii) da análise técnica;
(iii) do Parecer da Procuradoria; e, por fim, (iv) das conclusões.
14. Senão vejamos.
II.1 – Da especificação do pleito interposto pela Elektro
15. A Tabela 1 apresenta detalhes quanto à lista de obras que constam como objeto de Termos
Aditivos (TAs) aos CCTs nº 9/2000 e nº 48/2005, firmados com a ISA CTEEP. A Elektro classifica essas obras
como: sistema de medição; melhoria e reforço. O pleito da interessada dispõe de que tais implantações
se fazem constantes em seus contratos, porém não possuem RAP associada e, portanto, sem possibilidade
de reconhecimento de tais receitas em revisão tarifária da Distribuidora.
Tabela 1: Implantação de melhoria e reforços em instalações da ISA CTEEP nos CCTs nº 9/2000 e nº
48/2005 firmados com a Elektro.
Termo

N Contrat Data de Classificação
Aditiv Valor* (R$) Observações
º o Assinatura *
o
Implementação por parte da
Transmissora de Transformadores
de Instrumentos (TPs e TCs) em
substituição aos existentes para
009/200 14/02/200 1.750.489,4

1 12º Medição adequar o sistema de medição
0 8 2
para faturamento de energia
elétrica, nos pontos de medição
da Distribuidora nas subestações
de propriedade da Transmissora:

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Termo

N Contrat Data de Classificação
Aditiv Valor* (R$) Observações
º o Assinatura *
o
SE Cardoso; SE Cerquilho; SE
Mairiporã; SE Mogi Mirim III; SE
Taubaté; SE Três Irmãos; SE
Ubarana e SE Votuporanga
Implantação pela Transmissora,
de 1 (uma) conexão de entrada de
linha de 13,8 kV, arranjo barra
009/200 23/06/200

2 13º 70.519,82 Reforço principal e transferência, na
0 8
Subestação Mogi Guaçu I para
permitir a conexão da
Distribuidora a esta subestação.
Implantação pela Transmissora,
da adequação no
009/200 24/06/200

3 14º 76.797,71 Melhoria sistema de proteção no cubículo
0 8
13,8 kV n2 18452-21, da
Subestação Flórida Paulista.
Implementação por parte da
Transmissora de Transformadores
de Instrumentos (TPs e TCs) em
substituição aos existentes para
adequar o sistema de medição
para faturamento de energia
009/200 29/05/200

4 18º 294.218,67 Medição elétrica nos pontos de medição da
0 9
Distribuidora nas subestações de
propriedade da Transmissora,
compreendendo: SE Água
Vermelha; SE Ilha Solteira; SE
Itapetininga 2; SE Jupiá; SE
Taquaruçu.
Implementação por parte da
Transmissora, da adequação do
esquema de religamento
automático nos bays 69 kV da

009/200 07/06/200 Subestação Jales, com a
5 19º 107.194,98 Melhoria
0 9 instalação de reles de check de
tensão e demais equipamentos
associados, correspondentes as
linhas de 69 kV Jales -
Populina/lndiaporã / Santa

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Termo

N Contrat Data de Classificação
Aditiv Valor* (R$) Observações
º o Assinatura *
o
Albertina e Jales - Santa Fé do Sul,
ambas de propriedade da
Distribuidora.
Implementação, por parte da
Transmissora, da adequação do

009/200 01/02/201 sistema de proteção nos bays 138
6 21º 169.864,87 Melhoria
0 0 kV da Subestação Itapetininga
nº16452-6 e nº 16452-7, de uso
da distribuidora
Implementação, por parte da
Transmissora, da adequação dos
bays 13,8 kV da Subestação Rio
Claro I, de uso exclusivo da
Distribuidora compreendendo a

009/200 08/04/201 substituição de: - 6 (seis) chaves
7 22º 49.292,92 Reforço
0 0 seccionadoras monopolares, 13,8
kV e demais dispositivos
associados; e - 3 (três)
transformadores de corrente 13,8
kV e demais dispositivos
associados.
Instalação na linha de transmissão
Araras - São Carlos C1 e C2, por

009/200 21/12/201 parte da transmissora, de 1 (uma)
8 26º 110.580,63 Reforço
0 2 estrutura de derivação (tipo DY),
necessária à conexão do ramal
138 kV Itirapina 2.
Implementação, por parte da
Transmissora, para a substituição
da estrutura n2 14 da linha de
009/200 24/01/201

9 27º 214.294,32 Reforço transmissão de 138 kV Bertioga II
0 3
– São Sebastião e a implantação
de 2 (duas) novas estruturas de
suporte necessária à conexão do

de 19
Termo

N Contrat Data de Classificação
Aditiv Valor* (R$) Observações
º o Assinatura *
o
ramal 138 kV Bertioga IV da
Distribuidora à esta linha de
transmissão.
Implementação, por parte da
Transmissora, de 1 (uma) nova
estrutura de derivação (tipo DY),

009/200 27/05/201 entre as estruturas nº 25 e nº 26
10 28º 132.238,80 Reforço
0 3 da linha de transmissão 138 kV
Mogi Morim 3/ Jaguariúna C l e
C2, doravante do ramal 138 kV
Data Center Itaú da Distribuidora.
Implementação, por parte da
Transmissora, de 1 (uma) nova
estrutura de derivação (tipo DY),
009/200 17/04/200

11 29º 129.914,35 Reforço necessária à conexão do ramal
0 9
138 kV Jarinu 2 da Distribuidora à
linha de transmissão Bragança
Paulista/Bom Jardim.
Implementação, por parte da
Transmissora, da adequação do
esquema de religamento
automático nos bays 138 kV das

048/200 05/06/200 Subestações de Ribeirão Preto e
12 16º 45.453,15 Melhoria
5 9 Porto Ferreira, com a instalação
de reles de supervisão de tensão,
de verificação de sincronismo e
demais equipamentos associados
nas citadas subestações.
Implementação, por parte da
Transmissora, de 1 (uma)
estrutura de derivação (tipo DY)
na linha de transmissão Mairiporã
048/200 22/09/201

13 22º 183.147,34 Reforço – Bragança Paulista C l e C2,
5 0
necessária à conexão da nova
Subestação Petrobras/Atibaia,
através do ramal 138 kV
Petrobrás/Atibaia.

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*Valor informado pela Elektro em seu pedido.
16. À luz das informações trazidas pela Elektro, as obras destacadas não tiveram as suas
respectivas RAP homologadas em virtude de a ISA CTEEP considerar esses aditivos como "contratos
bilaterais", justificando que, à época da assinatura dos termos aditivos, a regulamentação vigente não
vedava a celebração deste tipo de acordo. Assim, não haveria necessidade de informar a ANEEL sobre tais
obras.
17. A Distribuidora afirma que os aditivos em questão são parte integrantes de CCTs que são
instrumentos regulados tendo o ONS como interveniente, conforme disposto no inciso VI do art. 3º da
REN 281/1999. Portanto, a implantação dos aditivos detalhados não poderia ser considerada como objeto
de contratos bilaterais.
18. Em face do exposto, a Elektro em sua correspondência, apresenta os seguintes pedidos:
i. Adequação dos referidos aditivos à regulamentação vigente para constar o valor a
ser homologado pela ANEEL;
ii. Registro dos referidos termos aditivos na base de dados da ANEEL por meio do
Sistema de Gestão da Transmissão (SIGET);
iii. Restituição da ISA CTEEP à Elektro de eventuais diferenças em relação aos valores
já cobrados pela transmissora, referente aos citados CCTs, ou compensação dessas
diferenças via Parcela de Ajuste (PA);
iv. Reconhecimento tarifário à Elektro do Encargo de Conexão correspondente à RAP
a ser definida por essa agência, retroagindo à data de entrada em operação dos
equipamentos.
19. Em contrapartida, a ISA CTEEP, instada pelo Ofício nº 019/2019-SRT, apresentou, em sua
Carta CT/RR/413/2019, suas justificativas e explicações acerca do tema, argumentando que embora
alegue a distribuidora "que os valores inseridos nos referidos CCTs deveriam ser adequados à regulação
vigente, fato é que essa premissa não se aplica ao presente caso". Todos os contratos ora questionados
foram firmados estritamente dentro da regulação vigente à época da contratação e de comum acordo
entre as empresas.
II.2 - Da análise técnica

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20. Para avaliar o pleito da Requerente, a SRT, em sua Nota Técnica nº 83/2019-SRT/ANEEL,
estruturou a análise (i) por período e (ii) por tema, ou seja, de acordo com a regulamentação vigente
quando da assinatura dos respectivos termos aditivos, bem como quanto à classificação da obra
implementada (sistema de medição, melhorias e reforços).
21. Considerando que os casos reclamados pela Elektro ocorreram entre os anos de 2007 e
2013, aplica-se, para alguns casos, a Resolução Normativa (REN) nº 158/2005 e, para outros, a REN nº
443, antes das alterações implementadas pela Resolução Normativa nº 643/2014.
II.2.1 – Dos casos classificados como obras no sistema de medição
22. Os casos "1" e "4" da Erro! Fonte de referência não encontrada. dizem respeito a
substituição de transformadores de instrumento (TPs e TCs) para adequar o sistema de medição para
faturamento de energia elétrica contratadas em 2008 e 2009, respectivamente. O caso "1" refere-se ao
13º Termo Aditivo (TA) e o caso "4" ao 18º TA, ambos referentes ao CCT nº 9/2000.
23. Acerca desse tema a ISA CTEEP entende ser pertinente a cobrança dos encargos de conexão
tal como calculados nos CCTs hoje vigentes, alegando que foram firmados em expresso acordo com a
regulação vigente à época.
24. Ao analisar a resolução vigente no momento de assinatura dos TAs (a REN nº 281/1999,
2010,
que, no âmbito dos art. 18 e disciplinava a forma de cobrança dos encargos de conexão, ressalto:
antes da alteração dada pela REN 399/2010), a SRT observa que a responsabilidade pela implementação
da obra era, de fato, do usuário (no caso, a distribuidora) que, a seu critério, poderia contratar ou não a
própria concessionária conectada (no caso, a transmissora) para a realização da obra.
10
"Art. 18. Os encargos de conexão aos sistemas de transmissão ou de distribuição serão de responsabilidade dos usuários.
§ 1º Os encargos de conexão serão objeto de negociação entre as partes e deverão cobrir os custos incorridos com o projeto, a
construção, os equipamentos, a medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão.
§ 2º As instalações de conexão poderão ter seu projeto e execução contratado com empresa de livre escolha do usuário, inclusive
a própria concessionária ou permissionária, observadas as normas técnicas e padrões da concessionária ou permissionária e os
requisitos do usuário.
(...)
Art. 20. Os encargos de conexão serão faturados diretamente pelas concessionárias ou permissionárias detentoras das
instalações acessadas, contra os respectivos usuários."

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25. Deste modo, a área técnica entende, com o que eu concordo, que os custos incorridos para
as obras dos casos "1" e "4" são de responsabilidade própria da Elektro, que deveria alocá-los dentre as
atividades para eventual reconhecimento em revisão tarifária.
26. Assim, especificamente quanto a esses casos, reconheço que não cabe à ANEEL acolher o
pleito apresentado pela Elektro.
II.2.2 – Dos casos classificados como melhorias
27. Os casos "3", "5", "6" e"12" da Erro! Fonte de referência não encontrada. dizem respeito
a obras classificadas, segundo a interessada, como melhorias. São obras correspondentes às adequações
em sistemas de proteção e de desligamento automático. Os casos "3", "5" e "6" referem-se ao CCT nº
9/2000, em seus 14º, 19º e 21º TAs. Já o caso "12" refere-se ao 16º TA do CCT nº 48/2005.
28. Destaco que todos os TAs referidos foram celebrados entre 2008 e 2009, ou seja, na
vigência da Resolução Normativa nº 158/200511.
11
"Art. 2º Para fins e efeitos desta Resolução, dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão – CPST, dos Contratos de
Uso do Sistema de Transmissão – CUST, dos Contratos de Conexão à Transmissão – CCT, dos Procedimentos de Rede e das
propostas anuais para expansão dos sistemas de transmissão, ficam estabelecidos os seguintes termos e respectivas definições:
I – Melhoria: instalação, substituição ou reforma de equipamentos visando manter a regularidade, continuidade, segurança e
atualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica, compreendendo a modernidade das técnicas e a conservação
das instalações de transmissão, em conformidade com o contrato de concessão do serviço público de transmissão de energia
elétrica e os Procedimentos de Rede;
II – Reforço: implementação de novas instalações de transmissão, substituição ou adequação em instalações existentes,
recomendadas pelos planos de expansão do sistema de transmissão e autorizadas pela ANEEL, para aumento da capacidade
de transmissão ou da confiabilidade do Sistema Interligado Nacional - SIN, ou, ainda, que resulte em alteração física da
configuração da rede elétrica ou de uma instalação;
III – Módulo de Manobra: conjunto de equipamentos necessários para a conexão de linhas de transmissão, transformadores,
equipamentos de compensação de potência reativa ou interligação de barramentos; e
IV – Instalações de Infra-Estrutura da Subestação: conjunto de instalações de uso comum necessárias para o funcionamento de
uma subestação, compreendendo, entre outros, terreno, malha de aterramento, serviços auxiliares, barramentos,
transformadores de aterramento, reatores limitadores, sistemas de telecomunicações, supervisão e controle, proteção e
medição.
(...)
Art. 3º São classificadas como Melhorias:
I – adequação de instalações aos requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede, quando a necessidade ficar
evidenciada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, excetuando-se os casos em que haja alteração física da
configuração da rede elétrica;
(...)

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29. A Cláusula 2ª, do 14º TA referente ao CCT nº 9/2000, detalha a adequação do sistema de
proteção listando a aquisição de relés e transformadores de potencial (TPs). Da mesma forma a cláusula
2ª, do 19º TA, lista os equipamentos instalados no bay de 69kV da SE Jales para a adequação do esquema
de religamento automático como relés e TPs. Na mesma linha o 21º TA detalha a adequação do sistema
de proteção nos bays 138 kV da Subestação Itapetininga II (LT Itapetininga II - Angatuba C1 e C2).
30. O único caso referente ao do CCT 48/2005 é o 16º TA, cujo objeto compreende a aquisição,
instalação e parametrização de seis relés para adequação do sistema de religamento automático das
subestações Porto Ferreira e Ribeirão Preto.
31. A SRT considera que as adequações em sistemas de proteção e de religamento automático
enquadram-se no item VII, do art. 3º, da REN nº 158/2005. Por sua vez, os parágrafos 1º e 2º do referido
dispositivo normativo, disciplinam que tais melhorias deviam ser implementadas pela transmissora e
registradas de acordo com o MCSE para posterior definição de RAP em favor da transmissora.
32. Assim sendo, de acordo com a regulamentação vigente no momento de assinatura dos
CCTs, a ISA CTEEP deveria ter reportado as obras realizadas para o órgão regulador a fim de serem
consideradas nas revisões periódicas.
33. Desse modo, especificamente quanto a esses casos, a SRT entende, com o que concordo,
que cabe à ANEEL conceder provimento ao pedido da Elektro, de forma que a ISA CTEEP deverá proceder
o registro de tais obras para que haja definição de RAP correspondente ao reconhecimento tarifário à
Elektro quanto ao encargo de conexão.
II.2.3. – Dos casos classificados como reforços
34. Dos casos classificados como reforço, tem-se alguns que ocorreram na vigência da REN nº
VII – obras e equipamentos destinados a diminuir a indisponibilidade das instalações de transmissão; e
(...)
§ 1º As Melhorias a que se refere este artigo devem ser implementadas diretamente pelas concessionárias de transmissão, sem
necessidade de autorização prévia da ANEEL.
§ 2ºO custo efetivamente incorrido para a implementação das Melhorias deverá ser registrado de acordo com o Manual de
Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, instituído pela Resolução nº 444, de 26 de outubro de 2001, para serem
considerados, sob a ótica de investimentos prudentes, nas subsequentes revisões periódicas contratuais das Receitas Anuais
Permitidas, conforme regulamentação específica." (Grifos nossos)

de 19
158/ 2005 (casos "2", "7" e 13" da Erro! Fonte de referência não encontrada.) e outros na vigência da
REN nº 443/ 2011 (casos "8", "9" "10" e "11" da Erro! Fonte de referência não encontrada.). Ressalto que
o caso "13" é o único que diz respeito ao CCT nº 48/2005, sendo os demais referentes a TAs do CCT nº
9/2000.
35. Observando, em primeiro lugar, os casos que ocorreram na vigência da REN nº 158/ 200512,
tem-se: (i) o caso "2", que trata da implementação de entrada de linha de 13,8kV, arranjo barra principal
e transferência na SE Mogi Guaçu I; (ii) o caso "7", adequação dos bays em 13,8 kV da Subestação Rio
Claro I, de uso exclusivo da Distribuidora, conforme consta nos 13º e 22º TAs do CCT nº 9/2000; e o caso
12 "Art. 4º São classificadas como Reforços:
I – instalação de transformador ou equipamento de compensação de potência reativa com os respectivos Módulos de Manobra,
para aumento da capacidade de transmissão ou provimento de potência reativa;
II – recapacitação, repotenciação ou reconstrução de linhas de transmissão, para aumento de capacidade operativa;
III – instalação de equipamentos para adequação ou complementação do Módulo de Manobra ou das Instalações de InfraEstrutura da Subestação, em função de alteração da configuração da rede elétrica;
IV - substituição de equipamentos do Módulo de Manobra ou das Instalações de InfraEstrutura da Subestação, por superação
das respectivas capacidades normatizadas;
V - substituição de equipamentos do Módulo de Manobra, para adequação à capacidade de transmissão contratada, observado
o disposto no art. 7º da Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004;
VI - instalação de Sistemas Especiais de Proteção - SEP, abrangendo os Esquemas de Controle de Emergência - ECE, os Esquemas
de Controle de Segurança - ECS e as proteções de caráter sistêmico;
VII - instalação ou substituição de sistema de oscilografia digital de longa duração;
VIII - remanejamento de equipamentos de transmissão para uso em outros pontos da Rede Básica ou das Demais Instalações
de Transmissão; e
IX - implementação de Módulo de Manobra, para conexão de linhas de transmissão ou transformadores de potência de
propriedade dos acessantes.
§ 1° Os Reforços referidos nos incisos I, II e III deste artigo deverão constar da "Proposta Anual de Ampliações e Reforços" (PAR),
elaborada pelo ONS, e serão implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização
específica. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)
§ 2° Os Reforços a que se referem os incisos IV, V, VI, VII e VIII deste artigo serão implementados mediante autorização, desde
que haja solicitação do ONS motivada por expansão da capacidade ou da confiabilidade do SIN ou, no caso do inciso IX,
decorrente de solicitação de acesso. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)
§ 3° A receita associada aos reforços a que se referem os incisos IV, V, VI, VII e VIII será incorporada à Receita Anual Permitida
das concessionárias de transmissão, na data do reajuste anual de receitas, considerando a data de entrada em operação de
cada intervenção realizada. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)
§ 4º O equipamento a que se refere o inciso IX deste artigo será remunerado por meio de Contrato de Conexão à Transmissão
- CCT ou Contrato de Compartilhamento de Infra-estrutura - CCI, conforme o caso, sendo o encargo correspondente, a ser
praticado até a revisão subseqüente, definido de acordo com a tensão e o arranjo indicado no Anexo desta Resolução."

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"13", que versa da implementação de estrutura de derivação na LT Mairiporã – Bragança Paulista,
necessária à conexão da SE Petrobras/Atibaia, através do ramal 138 kV Petrobrás/Atibaia.
36. Conforme descrição registrada na Cláusula 2ª, do 13º TA do CCT nº 9/2000, a instalação de
conexão implantada na SE Mogi Guaçu I (caso "2") contempla transformadores de corrente e de potencial,
chaves seccionadoras, para-raios, sistemas de comando e proteção, dentre outras coisas. Já de acordo
com a Cláusula 2ª, do 22º TA, que trata de adequações em bay 13,8 kV da SE Rio Claro I (caso "7"), são
descritos a substituição de seis chaves seccionadoras e três transformadores de corrente, sendo
mencionado que tal adequação é oriunda do aumento de demanda de cliente da distribuidora.
37. Ao combinar a definição de módulo de manobra, constante no art. 2º da REN nº 158/2005
com as definições daquilo que é classificado como obra de reforço no art. 4º, a SRT concluiu que as obras
referentes aos casos "2" e "7" tratam-se, de fato, de reforço, visto que, conforme descrito nos respectivos
TAs, o objeto dessas obras foi a implantação de equipamentos como disjuntores e chaves seccionadoras
integrantes de entradas de linha.
38. A área destaca que, embora a norma vigente à época não explicitasse o que seria
considerado como "entrada de linha", a própria definição de módulo de manobra é suficiente para tal
enquadramento. Desse modo, tais obras são enquadradas como reforços e, segundo o que preceitua o
§1º do art. 4º, deveriam constar na "Proposta Anual de Ampliações e Reforços", para serem
implementados mediante autorização específica.
39. Já para o caso "13", em que se verifica, por meio do TA correspondente, que o objeto da
obra foi apenas a implantação de uma torre de derivação, não se vislumbra como enquadrá-la
objetivamente nas opções classificadas como reforço segundo as definições estabelecidas na Resolução
Normativa nº 158/2005.
40. Feitos esses esclarecimentos, passo, então, a discorrer sobre os casos "8", "9" "10" e "11"
da Erro! Fonte de referência não encontrada., os quais ocorreram na vigência da REN nº 443/201113.
13 "Art. 3º Reforço é a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações de transmissão existentes, ou a
adequação destas instalações, visando o aumento de capacidade de transmissão, o aumento de confiabilidade do Sistema
Interligado Nacional – SIN ou a conexão de usuários, incluindo:
I – instalação de transformador com os respectivos módulos de conexão para aumento de capacidade de transmissão;

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41. Destaco que as obras a que se referem esses casos são implementações de estruturas de
derivação destinadas à de conexão da Distribuidora.
42. Esse ponto foi, inclusive, frisado pela ISA CTEEP. A Transmissora alega que "a Resolução
Normativa n° 158/2005 não tratou das instalações relacionadas a estruturas de derivação, mas apenas
de módulos de manobra" e completou afirmando que "em que pese haver a determinação de adequação
de contratos firmados em razão da sua publicação, as estruturas de derivação não foram ali
contempladas".
43. De fato, a SRT reconhece que as estruturas de derivação só foram explicitamente
II – instalação de equipamento de compensação de potência reativa com o respectivo módulo de conexão;
III – recapacitação ou repotenciação de equipamentos existentes para aumento de capacidade operativa;
IV – instalação de equipamentos para adequação ou complementação de módulo de conexão, entrada de linha ou módulo
geral, em função de alteração de configuração da rede elétrica;
V – substituição de equipamentos por superação de capacidade operativa;
VI – instalação de Sistemas Especiais de Proteção – SEP, abrangendo Esquemas de Controle de Emergência – ECE, Esquemas de
Controle de Segurança – ECS e proteções de caráter sistêmico;
VII – instalação ou substituição de equipamentos em subestações com a finalidade de permitir a plena observabilidade e
controlabilidade do SIN, incluindo sistema de oscilografia digital, bem como o seqüenciamento de eventos;
VIII– remanejamento de equipamentos de transmissão para uso em outros pontos do SIN; e
IX – implementação de módulos de conexão de linhas de transmissão ou de transformadores de potência de propriedade de
acessante ou de outra concessionária de transmissão, observado o disposto na Resolução Normativa no 67 e na Resolução
Normativa no 68, ambas de 8 de junho de 2004.
§ 1º Os Reforços referidos nos incisos I, II, III, IV, V, VI, VII e VIII deverão constar no Plano de Ampliações e Reforços, elaborado
pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, sendo que os reforços referidos nos incisos IV, V, VI, VII e VIII, desde que não
estejam relacionados aos Reforços referidos nos incisos I, II e III, deverão constar em seção especifica do Plano.
§ 2° Os Reforços referidos nos incisos I, II e III que constarem na Consolidação de Obras, publicada pelo Ministério de Minas e
Energia – MME, deverão ser implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização da
ANEEL com estabelecimento prévio de receita.
§ 3º Os Reforços referidos nos incisos IV, V, VI, VII e VIII que constarem na Consolidação de Obras, publicada pelo MME, deverão
ser implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização da ANEEL, com
estabelecimento prévio de receita, desde que estejam relacionados aos Reforços referidos nos incisos I, II e III.
§ 4º Os Reforços referidos nos incisos IV, V, VI, VII e VIII que constarem na Consolidação de Obras, publicada pelo MME, deverão
ser implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização da ANEEL, com
estabelecimento de receita no reajuste de RAP subseqüente à sua entrada em operação, desde que não estejam relacionados
aos Reforços referidos nos incisos I, II e III.
§ 5º O Reforço referido no inciso IX será implementado em decorrência de solicitação de acesso e remunerado por meio de
Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT, ou em decorrência de conexão de outra concessionária de
transmissão, sendo remunerado por meio de Contrato de Compartilhamento de Infra-estrutura – CCI, em ambos os casos com
o correspondente encargo estabelecido no reajuste de RAP subseqüente à sua entrada em operação.

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mencionadas na regulamentação com a REN nº 643/2014. Porém, há de se considerar que a evolução do
regulamento visa deixar mais claro as definições das obras a serem enquadradas como reforço e melhoria.
Ademais, embora no texto da REN nº 443/2011, não se liste este tipo de obra nos incisos do art. 4º, na
leitura do caput do mesmo artigo fica claro que se enquadra como reforço qualquer instalação que vise a
conexão de usuários do sistema.
44. Portanto, a área entende, com o que concordo, que esses casos se classificam como
reforços, de modo que deveriam ser implementados pela ISA CTEEP mediante autorização da ANEEL, com
estabelecimento de receita no reajuste de RAP subsequente à sua entrada em operação.
II.3 - Do Parecer da Procuradoria
45. Durante a instrução do Processo, a PF/ANEEL foi consultada sobre eventual óbice jurídico
para o reconhecimento de RAP e cobrança retroativa, especialmente a ocorrência de preclusão,
decadência ou prescrição para a implementação do referido direito nos casos concretos mencionados na
Tabela 2.
46. A PF/ANEEL conclui que "não há óbice jurídico à possibilidade de reconhecimento de
receita, decorrente da adequação dos CCTs firmados com a ISA-CTEEP, nos reajustes tarifários da Elektro.
Conclui-se, ainda, que a pretensão de ressarcimento da distribuidora baseia-se no princípio que veda o
enriquecimento sem causa e, portanto, deve observar o prazo prescricional de 3 anos, previsto no § 3º do
art. 206 do Código Civil".
47. Finalizou esclarecendo que "...o requerimento administrativo apresentado pela Elektro por
meio da correspondência CT/R/149/2018 é uma causa interruptiva da prescrição, razão pela qual o
reconhecimento do direito ao repasse pode retroagir a até três anos anteriores à data de seu protocolo na
ANEEL".
II.4 – Das conclusões
48. Antes de passar as conclusões do presente processo, destaco que a Diretoria da ANEEL, em
7 de dezembro de 2021, deliberou processo14 semelhante, frente à pleito apresentado pela Eletropaulo
Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A (Enel Distribuição São Paulo) para o reconhecimento dos
14 Processo nº 48500.002124/2019-33, sob relatoria da Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto.

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encargos de conexão, firmados por meio de CCT com a ISA CTEEP, para uma série de obras realizadas
entre 2007 e 2014, as quais não tiveram estabelecimento de RAP pela ANEEL, e, portanto, não puderam
ser reconhecidas no processo de revisão tarifária da Distribuidora.
49. Trago, por tanto, encaminhamento equivalente ao exarado na referida decisão, o qual, por
sua vez, está alinhado às manifestações da SRT e da Procuradoria Federal junto à ANEEL.
50. Pois bem.
51. Diante de todo o exposto, conclui-se que, dentre as obras realizadas pela ISA CTEEP e
apresentadas pela Elektro em seu pedido, algumas deveriam, conforme Tabela 2, e segundo
regulamentação vigente à época, serem informadas à ANEEL de modo a possuírem RAP homologada,
possibilitando o reconhecimento de tais custos nos processos de revisão tarifária da Distribuidora.
A Tabela 2 - Análise do atendimento à regulamentação por obra de conexão.
Termo Data de
Nº Contrato Análise do pleito
Aditivo Assinatura
Procedimento realizado em concordância com a

1 009/2000 12º 01/02/2010 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve
ser realizada.
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

2 009/2000 13º 08/04/2010 informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

3 009/2000 14º 21/12/2012 informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
Procedimento realizado em concordância com a

4 009/2000 18º 24/01/2013 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve
ser realizada.
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

5 009/2000 19º 27/05/2013 informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011)
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

6 009/2000 21º 17/04/2009 informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

7 009/2000 22º 05/06/2009 informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

8 009/2000 26º 22/09/2010 informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)

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Termo Data de
Nº Contrato Análise do pleito
Aditivo Assinatura
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

9 009/2000 27º 01/02/2010 informados à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

10 009/2000 28º 08/04/2010 informados à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

11 009/2000 29º 21/12/2012 informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011)
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido

12 048/2005 16º 24/01/2013 informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011)
Procedimento realizado em concordância com a

13 048/2005 22º 27/05/2013 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve
ser realizada.
52. A partir dessa conclusão e do entendimento exarado pela PF/ANEEL, faz-se necessário
atuar em duas frentes: (i) regularização da situação daqui para frente; e (ii) reconhecimento do direito de
ressarcimento dos encargos pagos pela Distribuidora.
53. Para o tratamento da regularização dos ativos daqui para frente é preciso que sejam
cumpridas as seguintes etapas pelos Agentes e entidades envolvidas:
i. A ISA CTEEP deve cadastrar todas as obras elencadas na Tabela 2, com exceção das
obras nº 1, 4 e 13, no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços
(SGPMR) e solicitar a consolidação dessas obras pelo Operador Nacional do Sistema
Elétrico ("ONS");
ii. O ONS deverá encaminhar para a ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação das
obras para que esta Agência proceda com processo de autorização;
iii. Após a autorização das obras pela ANEEL, a ISA CTEEP deverá registrar as datas de
entrada em operação e o atendimento aos requisitos dos Procedimentos de Rede em
sistema computacional do ONS, conforme disposto no Módulo 3 das Regras de

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Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, aprovado pela Resolução
normativa nº 905, de 2020;
iv. A ISA CTEEP, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da RAP,
deverá informar, de forma destacada, as datas de integração, conforme relatório de
integração do ONS e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária ("PRORET"), das obras relacionadas na tabela 2,
com exceção das obras nº 1, 4 e 13; e
v. A ANEEL estabelecerá o valor de parcela adicional de RAP considerando tanto para o
prazo de amortização quanto para o investimento a vida útil remanescente dos ativos;
54. Com relação ao reconhecimento do direito de ressarcimento pelos valores de encargos de
conexão pagos pela Distribuidora, a PF/ANEEL destacou a necessidade de se observar o prazo
prescricional de 3 anos, previsto no § 3º do art. 206 do Código Civil, devendo retroagir até 3 anos
anteriores à data de protocolo do requerimento da Distribuidora na ANEEL.
55. Assim, para o estabelecimento do montante a título de ressarcimento, faz-se necessário
estabelecer algumas premissas que permitam a correta operacionalização da questão:
a. A ANEEL calculará o valor de ressarcimento devido à Elektro para incluir, conforme
regulamentação setorial, no seu processo tarifário;
b. O ressarcimento devido deverá compreender o período de 22 de outubro de 2015 até a
data da regularização da situação, ou seja, até a data de entrada em operação comercial
definida no processo de homologação de RAP para essas obras no processo de reajuste
anual das transmissoras, sendo que o valor calculado a título de ressarcimento não será
o valor efetivamente pago pela Distribuidora, mas sim o valor regulatório homologado
retroagindo no tempo e limitado ao referido período; e
c. Caso alguma dessas obras não possua mais vida útil regulatória remanescente quando
da sua regularização, o ressarcimento devido deverá compreender o período de 22 de
outubro de 2015 até a data que estabelece o final da vida útil regulatória, tendo como

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referência que a data de entrada em operação das obras é aquela disposta nos termos
aditivos ao CCT.
III. D I R E I T O
56. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos legais e normativos:
i. Lei nº 10.406 (Código Civil), de 10 de janeiro de 2002;
ii. Resolução Normativa ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999;
iii. Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 8 de junho de 2004;
iv. Resolução Normativa ANEEL nº 68, de 8 de junho de 2004;
v. Resolução Normativa ANEEL nº 158, de 25 de maio de 2005;
vi. Resolução Normativa ANEEL nº 443, de 26 de julho de 2011;
vii. Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020.
IV. D I S P O S I T I V O
57. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.002123/2019-9, voto por DAR
PARCIAL PROVIMENTO ao Requerimento Administrativo interposto pela Elektro redes S.A. para: (i)
DETERMINAR que a ISA CTEEP, no prazo de 30 dias, cadastre todas as obras elencadas na Tabela 2, com
exceção das obras nº 1, 4 e 13, no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços (SGPMR)
e solicite a consolidação dessas obras pelo ONS; (ii) DETERMINAR que o ONS encaminhe para a ANEEL,
em caráter de urgência, a consolidação dessas obras, para autorização por parte da ANEEL; (iii)
DETERMINAR que a ISA CTEEP, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da RAP,
informe, de forma destacada, as datas de integração conforme relatório de integração do ONS e demais
informações exigidas no Submódulo 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) das obras
relacionadas na Tabela 2 do presente Voto, com exceção das obras nº 1, 4 e 13; (iv) DETERMINAR que a
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição (SCT)
estabeleça a parcela de Receita Anual Permitida (RAP) para essas obras, observando as premissas

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estabelecidas no item II.4 deste Voto; e (v) DETERMINAR que a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT)
calcule o valor devido à título de ressarcimento à Elektro, na forma a ser indicada pela SCT com base no
período e nas premissas trazidas no item II.4 deste Voto, e inclua esse valor no processo tarifário da
Distribuidora, conforme previsto na regulamentação setorial.
Brasília, 1º de fevereiro de 2022.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora