DSP - DESPACHO 3777/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Concede provimento parcial ao requerimento administrativo interposto pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A - Enel Distribuição São Paulo, conforme condições detalhadas.
Assunto: Provimento parcial
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-13
Autor: ANEEL

46ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 07/12/2021
VOTO
PROCESSOS: 48500.002124/2019-33.
INTERESSADO: Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A - Enel Distribuição São Paulo e
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – ISA CTEEP.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT.
ASSUNTO: Requerimento Administrativo interposto pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S.A. - Enel Eletropaulo 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 29 de março de 2019, a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A
("Requerente", "Enel SP" ou "Distribuidora") protocolou na ANEEL a Carta EM/VPA/GRE 0005/19
requerendo, em suma, a homologação de Receita Anual Permitida ("RAP") para uma série de obras
realizadas entre 2007 e 2014 registradas em aditivos ao Contrato de Conexão às Instalações de
Transmissão ("CCT") nº 10/2000, firmados com a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista
("ISA CTEEP").
2. Em 27 de janeiro de 2020, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão
("SRT") analisou o mérito da questão mediante Nota Técnica ("NT") nº 4/2020-SRT/ANEEL.
3. Em 03 de fevereiro de 2020, o Processo foi distribuído ao Diretor Rodrigo Limp Nascimento.
4. Em 23 de março de 2020, o Processo foi a mim redistribuído, devido à exoneração do
Diretor Rodrigo Limp Nascimento para assunção no cargo de Secretário de Energia Elétrica do Ministério
de Minas e Energia ("MME").

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5. Em 24 de julho de 2020, minha assessoria, por meio do Memorando nº 226/2020ASD/ANEEL, formulou consulta à Procuradoria Federal junto à ANEEL ("PF/ANEEL") sobre 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 Enel SP.
6. Em 28 de julho de 2020, a ISA CTEEP protocolou a carta nº CT/RA/1215/2020 apresentando
sua manifestação com relação ao pleito da Enel SP e ao posicionamento exarado pela SRT.
7. Em 31 de agosto de 2020, a PF/ANEEL emitiu o Parecer nº 00279/2020/PFANEEL/PGF/AGU,
concluindo que não há óbice jurídico à possibilidade de reconhecimento de RAP, contudo, deve-se
observar o prazo prescricional de 3 anos, previsto no Código Civil.
8. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
9. O presente processo trata de Requerimento Administrativo interposto pela Enel SP 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 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.
10. Ao avaliar os autos do processo, encaminho Decisão no sentido de DAR PARCIAL
PROVIMENTO ao Requerimento Administrativo interposto pela Enel Distribuição São Paulo ("Enel SP");
pelas razões que passarei a demonstrar.
11. A tabela 1 apresenta a lista de obras que constam como objeto de Termos Aditivos ("TAs")
ao CCT nº 010/2000, firmado com a ISA CTEEP, como por exemplo, substituição de transformadores de
instrumento, adequação em sistemas de proteção, instalação de disjuntores, dentre outros, para as quais
não foram estabelecidas as parcelas de RAP, impedindo o reconhecimento tarifário desses encargos de
conexão pagos pela Enel SP.

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Tabela 1: Implantação de melhoria e reforços em instalações da ISA CTEEP no CCT nº 010/2000.
Termo Data de
Nº Valor* (R$) Descrição
Aditivo Assinatura
Adequação da proteção de 2 bays de 34,5 kV (35452-55 e

1 10º 01/09/2007 8.479,47
35452-58) na Subestação Bandeirantes 34,5 kV
Adequação da proteção de 4 bays de 34,5 kV (35452-34,

2 13º 26/11/2009 58.585,88 35452-38, 35452-51 e 35452-54) na Subestação
Bandeirantes 34,5 kV
16º 01/12/2010
Adequação dos Transformadores de Instrumentos - TI aos

3 20º 19/03/2012 1.052.101,82 parâmetros do ONS e da CCEE, nas Subestações Ramon
Rebert Filho e Centro 88 kV
22º 03/10/2012

21º 24/08/2012 Conexão de 4 novos alimentadores nos cubículos
4 133.472,86 blindados existentes; substituição da proteção

25º 05/08/2013 eletromecânica por digital associado aos disjuntores
Adequação dos cubículos existentes (BAN 321 e BAN 322)
na Subestação Bandeirantes 34,5kV. Instalação de 6

5 23º 15/12/2012 51.106,53
transformadores de potencial 34,5kV; substituição dos
relés de proteção.
Adequação dos bays na Subestação Bandeirantes 34,5 kV
(Implantação de novos circuitos BAN 327 - 328 - 329 -
18º 27/05/2011
330). Instalação de 4 disjuntores tripolares e 9
6 40.375,71
transformadores de potencial 34,5 kV; complementar com
26º 09/01/2014
sistemas de proteção direcional/comando/controle
associados aos circuitos.
*Valor informado pela Enel SP em seu pedido.
12. Assim, a Enel SP trouxe as seguintes solicitações em seu Requerimento Administrativo:
i. Estabelecimento de RAP referente aos equipamentos citados nos aditivos ao CCT firmado
entre a Enel São Paulo e a Transmissora CTEEP;
ii. Registro dos referidos termos aditivos na base de dados da ANEEL por meio do Sistema de
Gestão da Transmissão - SIGET;

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iii. Restituição da ISA CTEEP à Enel São Paulo 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 Enel São Paulo do Encargo de Conexão correspondente à RAP
a ser definida por essa agência, retroagindo à data de entrada em operação dos
equipamentos
II.1 - Da análise dos casos
13. Para avaliar o pleito da Requerente, a SRT, em sua NT nº 4/2020-SRT/ANEEL, segregou sua
análise por período, de acordo com a regulamentação vigente quando da assinatura dos respectivos
termos aditivos, conforme será detalhado na sequência.
14. Os casos 1 (10º TA) e 2 (13º TA) da tabela 1 referem-se à adequação da proteção de bays
da subestação Bandeirantes 34,5 kV, decorrente da necessidade de permitir integração e operação de
clientes da distribuidora e compreendem a aquisição e instalação de equipamentos de proteção.
15. Observa-se que o 10º e o 13º TAs foram assinados durante a vigência da Resolução
Normativa ("REN") nº 1581, de 2005 (com alterações dadas pela Resolução Normativa nº 242 de 7 de
dezembro de 2006).
1 "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 Infraestrutura 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
(...)

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16. A SRT concluiu, no que concordo, que embora a norma vigente à época não explicitasse o
que seria considerado como "adequação em bay", a própria definição de módulo de manobra e
instalações de infraestrutura na REN nº 158, de 2005, é suficiente para o enquadramento dos casos 1 e 2
como reforços, segundo descrição do item III do art. 4º da mesma Resolução. Portanto, deveriam ser
objeto de ato autorizativo da ANEEL, segundo o §1º do art. 4º.
17. O caso 6 também trata de adequação em bay na Subestação Bandeirantes 34,5 kV.
Considerando que o 18º TA foi assinado em 27 de maio de 2011, ainda na vigência da REN nº 158, de
2005, aplica-se o mesmo entendimento já mencionado para os casos 1 e 2.
18. Para o 26º TA, assinado em 09 de janeiro de 2014, já estava em vigor a REN nº 443, de
4432,
2011. Contudo, observa-se que, mesmo na vigência da REN nº de 2011, esse tipo de obra seria
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;
(...)
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 Infraestrutura - CCI, conforme o caso, sendo o encargo correspondente, a ser
praticado até a revisão subsequente, definido de acordo com a tensão e o arranjo indicado no Anexo desta Resolução." (Grifos
nossos)
2
"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:

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enquadrada como reforço, conforme inciso IV do art. 3º, devendo constar em seção específica do Plano
de Ampliações e Reforços, elaborado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ("ONS"), conforme §1º
do art. 3º, e serem implementadas pela concessionária de transmissão mediante ato autorizativo com
estabelecimento de receita no reajuste de RAP subsequente à sua entrada em operação, conforme §4º
do art. 3º.
19. O caso 5 (23º TA), assinado em 15 de dezembro de 2012, também se enquadra no item IV
do art. 3º da REN nº 443, de 2011, pois trata da adequação dos cubículos existentes na subestação
Bandeirantes 34,5kV, com a instalação de 6 transformadores de potencial 34,5kV e substituição dos relés
de proteção, de modo a possibilitar o paralelismo de gerador em regime permanente na SE Bandeirantes.
Deste modo, aplica-se o entendimento quanto à necessidade de emissão de ato autorizativo, nos termos
da regulamentação vigente à época.
20. Da mesma forma, o caso 4 (21º e 25º TA) também se enquadra no item IV do art. 3º da REN
nº 443, de 2011, pois refere-se à substituição de equipamentos de proteção eletromecânica por digital
associados a disjuntores no setor de 20 kV da SE Miguel Reale, para possibilitar a conexão de
I – instalação de transformador com os respectivos módulos de conexão para aumento de capacidade de transmissão;
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; (...)
§ 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

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alimentadores da Distribuidora, sendo indispensável a emissão de ato autorizativo conforme descrito
alhures.
21. Por fim, para o caso 3, tem-se que o 16º TA trata de obras de substituição de
transformadores de potencial ("TPs") e transformadores de corrente ("TCs") nas subestações Rebert Filho
e Centro, visando a adequação do Sistema de Medição para Faturamento ("SMF") aos Procedimentos de
Rede. Já o 20º e 22º TAs trataram de alterações de ordem técnica e definição de data base para o valor
do encargo a ser cobrado, respectivamente. Portanto, o 16º TA, que efetivamente tem como objeto a
substituição dos equipamentos, foi assinado em dezembro de 2010, durante a vigência da REN nº 67, de
2004, alterada pela Resolução Normativa nº 248, de 2007.
22. O entendimento consignado, inclusive exposto no Ofício nº 002/2004-SRT/ANEEL, era de
que "para acesso nas Demais Instalações de Transmissão, a responsabilidade pela instalação dos
equipamentos e pelo serviço de medição será da concessionária de distribuição local. Para este último
caso, mediante acordo entre as partes, a medição poderá ser implementada pela transmissora".
23. Adicionalmente, a REN nº 67, de 2004, versava sobre a possibilidade da transmissora
realizar a compra de equipamentos de medição e cobrá-lo por meio de encargo, conforme o §7º de seu
artigo 8º3.
24. Portanto, a regulamentação vigente à época da assinatura do 16º TA, além de definir que
o ressarcimento para tal serviço seja por meio de encargo de conexão a ser tratado pelas partes, definia
que a responsabilidade pela implementação era 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. Deste modo, entende-se que os custos incorridos para as obras do caso 3 eram de
responsabilidade da Enel SP.
3 Art. 8º A concessionária ou permissionária de distribuição deverá instalar, em sua área de atuação, sistema de medição para
faturamento de energia elétrica, nos barramentos com tensão inferior a 230 kV, ligado aos transformadores de potência
integrantes da Rede Básica, conforme o art. 3º, inciso II, desta Resolução.
§ 7º A concessionária de transmissão acessada poderá efetuar a compra dos equipamentos de medição para faturamento e
cobrar o valor da concessionária ou permissionária de distribuição, via encargo de conexão, hipótese em que a propriedade do
equipamento será da concessionária que foi acessada. (Parágrafo acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 248, de
23.01.2007, DOU 30.01.2007)

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25. Assim, para o caso 3, não há o que se falar de determinação da ANEEL, no âmbito deste
processo, de adequação dos respectivos aditivos, nem de restituição da ISA CTEEP à Enel SP de eventuais
diferenças aos valores já cobrados nem, tampouco, definição de RAP para a ISA CTEEP que corresponda a
reconhecimento tarifário à Enel SP referente ao encargo de conexão pago, conforme solicita a
Distribuidora.
26. Diante do exposto, para cada caso foi observado a regra vigente à época da assinatura dos
respectivos termos aditivos ao CCT nº 010/2000, bem como o tipo de obra implantada. A Tabela 2
apresenta um resumo da análise efetuada.
Tabela 2: Resumo da análise dos casos
Termo Data de
Nº Análise do pleito
Aditivo Assinatura
Obras caracterizadas como reforços e que
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do

1 10º 01/09/2007 processo de autorização com estabelecimento de
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 158, de 2005)
Obras caracterizadas como reforços e que
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do

2 13º 26/11/2009 processo de autorização com estabelecimento de
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 158, de 2005)
16º 01/12/2010
Procedimento realizado em concordância com a
3 20º 19/03/2012 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve
ser realizada.
22º 03/10/2012
Obras caracterizadas como reforços e que

21º 24/08/2012 deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do
4 processo de autorização com estabelecimento de

25º 05/08/2013 RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 443, de 2011)
Obras caracterizadas como reforços e que
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do

5 23º 15/12/2012 processo de autorização com estabelecimento de
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 443, de 2011)

18º 27/05/2011 Obras caracterizadas como reforços e que
6 deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do

26º 09/01/2014 processo de autorização com estabelecimento de

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Termo Data de
Nº Análise do pleito
Aditivo Assinatura
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 158, de 2005 e REN nº 443, de 2011)
II.2 - Da manifestação da ISA CTEEP
27. Em sua manifestação, a ISA CTEEP reconhece que as obras relacionadas pela Enel SP, com
exceção do caso 3, podem ser interpretadas como reforços, de modo que o rito previsto na regulação
vigente à época previa a necessidade de obtenção de autorização prévia dessa ANEEL para suas
execuções.
28. No entanto, argumentou que em razão da urgência apresentada pela Enel SP, não foi
possível aguardar todo o processo necessário para emissão da autorização. Em outras palavras, sustentou
que a única forma de garantir a conexão das instalações de distribuição e atender as necessidades
sistêmicas foi a assinatura dos aditivos ao CCT sem a publicação prévia de autorização para os reforços.
29. Inicialmente, é preciso esclarecer que devido a urgência e necessidade de cada caso, a
Transmissora não só pode como deve implementar os reforços de modo a garantir a segurança do sistema
e permitir a continuidade no atendimento do consumidor final, antes mesmo da emissão de ato
autorizativo pela ANEEL.
30. Essa situação não impediria que paralelamente a CTEEP procedesse com a instrução de
autorização dos referidos reforços. Conforme procedimento regular do processo autorizativo, não haveria
prejuízo econômico para a Transmissora, pois a homologação da RAP seria realizada com base na data
informada pela Transmissora ou na data indicada no Termo de Liberação, a depender dos procedimentos
vigentes quando da implantação do reforço, e se efetivaria pelo período de vida útil regulatória do ativo.
31. Assim, a CTEEP não poderia eximir-se das suas obrigações regulamentares, de modo a não
regularizar tal situação, impedindo, inclusive, o reconhecimento desses encargos de conexão no processo
tarifário da Enel SP.
II.3 - Do Parecer da Procuradoria

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32. 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.
33. 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 Enel
Eletropaulo. 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".
34. Finalizou esclarecendo que "...o requerimento administrativo apresentado pela Enel
Eletropaulo por meio da correspondência EM/VPA/GRE 0005/19 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 - Dos encaminhamentos
35. Diante de todo o exposto, conclui-se que, dentre as obras realizadas pela ISA CTEEP e
apresentadas pela Enel SP 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.
36. 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.
37. 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 da obra nº 3,
no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços ("SGPMR") e solicitar a
consolidação dessas obras pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ("ONS");

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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 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 da obra nº 3 da referida
tabela; 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;
38. 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.
39. 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 Enel SP para incluir, conforme
regulamentação setorial, no seu processo tarifário;
b. O ressarcimento devido deverá compreender o período de 29 de março de 2016 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

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c. Caso alguma dessas obras não possua mais vida útil regulatória remanescente quando da sua
regularização, o ressarcimento devido deverá compreender o período de 29 de março de 2016
até a data que estabelece o final da vida útil regulatória, tendo como 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
40. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos legais e normativos:
Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999, na Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de
2004, na Resolução Normativa nº 68, de 8 de junho de 2004, na Resolução Normativa nº 158, de 25 de
maio de 2005 e na Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011, e na Resolução Normativa nº
905, de 8 de dezembro de 2020.
IV. D I S P O S I T I V O
41. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.002124/2019-33, voto por DAR
PARCIAL PROVIMENTO ao Requerimento Administrativo interposto pela Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A - Enel Distribuição São Paulo para: (i) DETERMINAR que a ISA CTEEP, no
prazo de 30 dias, cadastre todas as obras elencadas na tabela 2, com exceção da obra nº 3, 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 da obra nº 3; (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 estabelecidas no item II.4 deste Voto; e (v)

de 13
DETERMINAR que a Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT") calcule o valor devido à título de
ressarcimento à Enel SP, 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, 07 de dezembro de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor