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.

Pág. 3 de 19 
 
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. 
 
N
º 
Contrat
o 
Termo 
Aditiv
o 
Data de 
Assinatura 
Valor* (R$) 
Classificação
* 
Observações 
1 
009/200
0 
12º 
14/02/200
8 
1.750.489,4
2 
Medição 
Implementação por parte da 
Transmissora de Transformadores 
de Instrumentos (TPs e TCs) em 
substituição aos existentes para 
adequar o sistema de medição 
para faturamento de energia 
elétrica, nos pontos de medição 
da Distribuidora nas subestações 
de propriedade da Transmissora:
N
º  Contrat
o    Termo    Data de
Assinatura  Valor* (R$)  Classificação
*  Observações
      Aditiv          
      o          
1  009/200
0  12º      14/02/200
8  1.750.489,4
2  Medição  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
elétrica, nos pontos de medição
da Distribuidora nas subestações
de propriedade da Transmissora:
N
º
Contrat
o
Data de
Assinatura
Classificação
*

Pág. 4 de 19 
 
N
º 
Contrat
o 
Termo 
Aditiv
o 
Data de 
Assinatura 
Valor* (R$) 
Classificação
* 
Observações 
SE Cardoso; SE Cerquilho; SE 
Mairiporã; SE Mogi Mirim III; SE 
Taubaté; SE Três Irmãos; SE 
Ubarana e SE Votuporanga 
2 
009/200
0 
13º 
23/06/200
8 
70.519,82 
Reforço 
Implantação pela Transmissora, 
de 1 (uma) conexão de entrada de 
linha de 13,8 kV, arranjo barra 
principal e transferência, na 
Subestação Mogi Guaçu I para 
permitir a conexão da 
Distribuidora a esta subestação. 
3 
009/200
0 
14º  
24/06/200
8 
76.797,71 
Melhoria 
Implantação pela Transmissora, 
da adequação no 
sistema de proteção no cubículo 
13,8 kV n2 18452-21, da 
Subestação Flórida Paulista. 
4 
009/200
0 
18º 
29/05/200
9 
294.218,67 
Medição 
Implementação por parte da 
Transmissora de Transformadores 
de Instrumentos (TPs e TCs) em 
substituição aos existentes para 
adequar o sistema de medição 
para faturamento de energia 
elétrica nos pontos de medição da 
Distribuidora nas subestações de 
propriedade da Transmissora, 
compreendendo: SE Água 
Vermelha; SE Ilha Solteira; SE 
Itapetininga 2; SE Jupiá; SE 
Taquaruçu. 
5 
009/200
0 
19º 
07/06/200
9 
107.194,98 
Melhoria 
Implementação por parte da 
Transmissora, da adequação do 
esquema de religamento 
automático nos bays 69 kV da 
Subestação Jales, com a 
instalação de reles de check de 
tensão e demais equipamentos 
associados, correspondentes as 
linhas de 69 kV Jales - 
Populina/lndiaporã / Santa
N
º  Contrat
o    Termo    Data de
Assinatura  Valor* (R$)  Classificação
*  Observações
      Aditiv          
      o          
                SE Cardoso; SE Cerquilho; SE
Mairiporã; SE Mogi Mirim III; SE
Taubaté; SE Três Irmãos; SE
Ubarana e SE Votuporanga
2  009/200
0  13º      23/06/200
8  70.519,82  Reforço  Implantação pela Transmissora,
de 1 (uma) conexão de entrada de
linha de 13,8 kV, arranjo barra
principal e transferência, na
Subestação Mogi Guaçu I para
permitir a conexão da
Distribuidora a esta subestação.
3  009/200
0  14º      24/06/200
8  76.797,71  Melhoria  Implantação pela Transmissora,
da adequação no
sistema de proteção no cubículo
13,8 kV n2 18452-21, da
Subestação Flórida Paulista.
4  009/200
0  18º      29/05/200
9  294.218,67  Medição  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
elétrica nos pontos de medição da
Distribuidora nas subestações de
propriedade da Transmissora,
compreendendo: SE Água
Vermelha; SE Ilha Solteira; SE
Itapetininga 2; SE Jupiá; SE
Taquaruçu.
5  009/200
0  19º      07/06/200
9  107.194,98  Melhoria  Implementação por parte da
Transmissora, da adequação do
esquema de religamento
automático nos bays 69 kV da
Subestação Jales, com a
instalação de reles de check de
tensão e demais equipamentos
associados, correspondentes as
linhas de 69 kV Jales -
Populina/lndiaporã / Santa
N
º
Contrat
o
Data de
Assinatura
Classificação
*

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N
º 
Contrat
o 
Termo 
Aditiv
o 
Data de 
Assinatura 
Valor* (R$) 
Classificação
* 
Observações 
Albertina e Jales - Santa Fé do Sul, 
ambas de propriedade da 
Distribuidora. 
6 
009/200
0 
21º 
01/02/201
0 
169.864,87 
Melhoria 
Implementação, por parte da 
Transmissora, da adequação do 
sistema de proteção nos bays 138 
kV da Subestação Itapetininga 
nº16452-6 e nº 16452-7, de uso 
da distribuidora  
7 
009/200
0 
22º 
08/04/201
0 
49.292,92 
Reforço 
Implementação, por parte da 
Transmissora, da adequação dos 
bays 13,8 kV da Subestação Rio 
Claro I, de uso exclusivo da 
Distribuidora compreendendo a 
substituição de: - 6 (seis) chaves 
seccionadoras monopolares, 13,8 
kV e demais dispositivos 
associados; e - 3 (três) 
transformadores de corrente 13,8 
kV e demais dispositivos 
associados. 
8 
009/200
0 
26º 
21/12/201
2 
110.580,63 
Reforço 
Instalação na linha de transmissão 
Araras - São Carlos C1 e C2, por 
parte da transmissora, de 1 (uma) 
estrutura de derivação (tipo DY), 
necessária à conexão do ramal 
138 kV Itirapina 2. 
9 
009/200
0 
27º 
24/01/201
3 
214.294,32 
Reforço 
Implementação, por parte da 
Transmissora, para a substituição 
da estrutura n2 14 da linha de 
transmissão de 138 kV Bertioga II 
– São Sebastião e a implantação 
de 2 (duas) novas estruturas de 
suporte necessária à conexão do
N
º  Contrat
o    Termo    Data de
Assinatura  Valor* (R$)  Classificação
*  Observações
      Aditiv          
      o          
                Albertina e Jales - Santa Fé do Sul,
ambas de propriedade da
Distribuidora.
6  009/200
0  21º      01/02/201
0  169.864,87  Melhoria  Implementação, por parte da
Transmissora, da adequação do
sistema de proteção nos bays 138
kV da Subestação Itapetininga
nº16452-6 e nº 16452-7, de uso
da distribuidora
7  009/200
0  22º      08/04/201
0  49.292,92  Reforço  Implementação, por parte da
Transmissora, da adequação dos
bays 13,8 kV da Subestação Rio
Claro I, de uso exclusivo da
Distribuidora compreendendo a
substituição de: - 6 (seis) chaves
seccionadoras monopolares, 13,8
kV e demais dispositivos
associados; e - 3 (três)
transformadores de corrente 13,8
kV e demais dispositivos
associados.
8  009/200
0  26º      21/12/201
2  110.580,63  Reforço  Instalação na linha de transmissão
Araras - São Carlos C1 e C2, por
parte da transmissora, de 1 (uma)
estrutura de derivação (tipo DY),
necessária à conexão do ramal
138 kV Itirapina 2.
9  009/200
0  27º      24/01/201
3  214.294,32  Reforço  Implementação, por parte da
Transmissora, para a substituição
da estrutura n2 14 da linha de
transmissão de 138 kV Bertioga II
– São Sebastião e a implantação
de 2 (duas) novas estruturas de
suporte necessária à conexão do
N
º
Contrat
o
Data de
Assinatura
Classificação
*

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N
º 
Contrat
o 
Termo 
Aditiv
o 
Data de 
Assinatura 
Valor* (R$) 
Classificação
* 
Observações 
ramal 138 kV Bertioga IV da 
Distribuidora à esta linha de 
transmissão. 
10 009/200
0 
28º 
27/05/201
3 
132.238,80 
Reforço 
Implementação, por parte da 
Transmissora, de 1 (uma) nova 
estrutura de derivação (tipo DY), 
entre as estruturas nº 25 e nº 26 
da linha de transmissão 138 kV 
Mogi Morim 3/ Jaguariúna C l e 
C2, doravante do ramal 138 kV 
Data Center Itaú da Distribuidora. 
11 009/200
0 
29º 
17/04/200
9 
129.914,35 
Reforço 
Implementação, por parte da 
Transmissora, de 1 (uma) nova 
estrutura de derivação (tipo DY), 
necessária à conexão do ramal 
138 kV Jarinu 2 da Distribuidora à 
linha de transmissão Bragança 
Paulista/Bom Jardim. 
12 048/200
5 
16º 
05/06/200
9 
45.453,15 
Melhoria 
Implementação, por parte da 
Transmissora, da adequação do 
esquema de religamento 
automático nos bays 138 kV das 
Subestações de Ribeirão Preto e 
Porto Ferreira, com a instalação 
de reles de supervisão de tensão, 
de verificação de sincronismo e 
demais equipamentos associados 
nas citadas subestações. 
13 048/200
5 
22º 
22/09/201
0 
183.147,34 
Reforço 
Implementação, por parte da 
Transmissora, de 1 (uma) 
estrutura de derivação (tipo DY) 
na linha de transmissão Mairiporã 
– Bragança Paulista C l e C2, 
necessária à conexão da nova 
Subestação Petrobras/Atibaia, 
através do ramal 138 kV 
Petrobrás/Atibaia.
N
º  Contrat
o    Termo    Data de
Assinatura  Valor* (R$)  Classificação
*  Observações
      Aditiv          
      o          
                ramal 138 kV Bertioga IV da
Distribuidora à esta linha de
transmissão.
10  009/200
0  28º      27/05/201
3  132.238,80  Reforço  Implementação, por parte da
Transmissora, de 1 (uma) nova
estrutura de derivação (tipo DY),
entre as estruturas nº 25 e nº 26
da linha de transmissão 138 kV
Mogi Morim 3/ Jaguariúna C l e
C2, doravante do ramal 138 kV
Data Center Itaú da Distribuidora.
11  009/200
0  29º      17/04/200
9  129.914,35  Reforço  Implementação, por parte da
Transmissora, de 1 (uma) nova
estrutura de derivação (tipo DY),
necessária à conexão do ramal
138 kV Jarinu 2 da Distribuidora à
linha de transmissão Bragança
Paulista/Bom Jardim.
12  048/200
5  16º      05/06/200
9  45.453,15  Melhoria  Implementação, por parte da
Transmissora, da adequação do
esquema de religamento
automático nos bays 138 kV das
Subestações de Ribeirão Preto e
Porto Ferreira, com a instalação
de reles de supervisão de tensão,
de verificação de sincronismo e
demais equipamentos associados
nas citadas subestações.
13  048/200
5  22º      22/09/201
0  183.147,34  Reforço  Implementação, por parte da
Transmissora, de 1 (uma)
estrutura de derivação (tipo DY)
na linha de transmissão Mairiporã
– Bragança Paulista C l e C2,
necessária à conexão da nova
Subestação Petrobras/Atibaia,
através do ramal 138 kV
Petrobrás/Atibaia.
N
º
Contrat
o
Data de
Assinatura
Classificação
*

Pág. 7 de 19 
 
*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

Pág. 8 de 19 
 
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, 
que, no âmbito dos art. 18 e 2010, 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)

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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 Infra-
Estrutura 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. 
Nº 
Contrato 
Termo 
Aditivo 
Data de 
Assinatura 
Análise do pleito 
1 
009/2000 
12º 
01/02/2010 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve 
ser realizada.  
2 
009/2000 
13º 
08/04/2010 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005) 
3 
009/2000 
14º  
21/12/2012 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005) 
4 
009/2000 
18º 
24/01/2013 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve 
ser realizada. 
5 
009/2000 
19º 
27/05/2013 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011) 
6 
009/2000 
21º 
17/04/2009 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005) 
7 
009/2000 
22º 
05/06/2009 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005) 
8 
009/2000 
26º 
22/09/2010 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
Nº  Contrato  Termo
Aditivo  Data de
Assinatura  Análise do pleito
1  009/2000  12º  01/02/2010  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve
ser realizada.
2  009/2000  13º  08/04/2010  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
3  009/2000  14º  21/12/2012  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
4  009/2000  18º  24/01/2013  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve
ser realizada.
5  009/2000  19º  27/05/2013  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011)
6  009/2000  21º  17/04/2009  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
7  009/2000  22º  05/06/2009  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
8  009/2000  26º  22/09/2010  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
Termo
Aditivo
Data de
Assinatura

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Nº 
Contrato 
Termo 
Aditivo 
Data de 
Assinatura 
Análise do pleito 
9 
009/2000 
27º 
01/02/2010 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informados à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005) 
10 009/2000 
28º 
08/04/2010 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informados à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005) 
11 009/2000 
29º 
21/12/2012 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011) 
12 048/2005 
16º 
24/01/2013 
Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de 
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011) 
13 048/2005 
22º 
27/05/2013 
Procedimento realizado em concordância com a 
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
Nº  Contrato  Termo
Aditivo  Data de
Assinatura  Análise do pleito
9  009/2000  27º  01/02/2010  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informados à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
10  009/2000  28º  08/04/2010  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informados à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 158/2005)
11  009/2000  29º  21/12/2012  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011)
12  048/2005  16º  24/01/2013  Obras, objeto do contrato, deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de
acordo com norma vigente à época (REN 443/2011)
13  048/2005  22º  27/05/2013  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve
ser realizada.
Termo
Aditivo
Data de
Assinatura

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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