VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.004266/2013-40. 
 
INTERESSADO: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf e Equatorial Piauí Distribuidora de 
Energia S.A. – Equatorial Piauí. 
 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição – SCT. 
 
ASSUNTO: Requerimento Administrativo interposto pela Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – 
Chesf com vistas à prorrogação do prazo fixado na Resolução Autorizativa nº 4.294, de 27 de agosto de 
2013, que autorizou a Requerente a instalar equipamento em instalação de transmissão sob sua 
responsabilidade. 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco, doravante Chesf, é detentora do contrato de 
concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica nº 611, de 2001, no qual consta a 
Subestação Teresina. 
2. 
Em 27 de agosto de 2013, foi emitida a Resolução Autorizativa nº 4.2942, autorizando a 
Chesf a instalar, operar e manter, provisoriamente, o 5º transformador 230/69 kV de 100 MVA, na 
Subestação Teresina, no período de 31 de agosto de 2013 a 31 de julho de 2014.  
3. 
A implantação do 5º transformador foi solicitada pelo Operador Nacional do Sistema 
Elétrico (ONS) até a entrada em operação comercial da solução estrutural definida para o atendimento 
ao mercado, constituída pela Subestação Teresina III 230/69 kV e pela Linha de Transmissão 230 kV 
Teresina II – Teresina III, constantes do Contrato de Concessão nº 173, de 2011, também celebrado pela 
Chesf. 
 
1 Disponível em https://www.aneel.gov.br/contratos-de-transmissao >> Contrato nº 61, de 2001. 
2 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/rea20134294ti.pdf  
3 Disponível em https://www.aneel.gov.br/contratos-de-transmissao >> Contrato nº 17, de 2011.

4. 
Em 18 de outubro de 2017, a Linha de Transmissão 230 kV Teresina II – Teresina III e a 
Subestação Teresina III entraram em Operação Comercial. 
5. 
Em 14 de agosto de 2018, o ONS informou4 ao Ministério de Minas e Energia (MME) a 
importância da permanência do 5º transformador na Subestação Teresina. A Chesf, por sua vez, no dia 27 
de agosto de 2018, solicitou5 ao MME que autorizasse a permanência do 5º transformador e que fosse 
estabelecida Parcela Adicional de Receita Anual Permitida (RAP), com efeitos retroativos à 18 de outubro 
de 2017, até a conclusão das obras sob responsabilidade da Eletrobrás Distribuição (ED) Piauí (atual 
Equatorial Piauí). 
6. 
Em 16 de novembro de 2018, a Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético 
do MME solicitou6 à ANEEL providências no sentido de manter o 5º transformador instalado na 
Subestação Teresina, provisoriamente, até que a ED Piauí realizasse as obras de distribuição que 
permitiriam as transferências adicionais de cargas da Subestação Teresina para a Subestação Teresina III, 
bem como análise e encaminhamento acerca do estabelecendo de Parcela Adicional de RAP solicitado 
pela Chesf. No dia 18 de maio de 2020, a Chesf ratificou7 a necessidade da Parcela Adicional de RAP, 
retroativo desde outubro de 2017. 
7. 
A Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição (SCT), mediante a Nota Técnica nº 651/2020 – SCT/ANEEL8, de 7 de outubro de 2020, analisou 
o pleito da Chesf, juntamente com as manifestações do ONS e recomendações do MME.  
8. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 41/2020, realizado em 19 de setembro de 2020, 
o processo foi distribuído a minha relatoria. 
9. 
Em 4 de janeiro de 2021, a Chesf enviou informações adicionais sobre o equipamento, o 
que motivou realização de reunião9 com representantes da Transmissora, ocorrida em 18 de janeiro de 
2021. Diante da necessidade da permanência do equipamento e das informações verificadas pela 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), solicitei10, em 18 de fevereiro de 2021, 
avaliação técnica complementar à SCT. 
 
4 Através da carta ONS n° 0411/DPL/2018, documento SicNet nº 48513.038482/2018-00. 
5 Através da carta CE-DO-111/20181, documento SicNet nº 48513.038482/2018-00.  
6 Através do Ofício n° 518/2018/SPE-MME, documento SicNet nº 48513.038482/2018-00. 
7 Através da carta n° CE-SOR-104/2020, documento SicNet nº 48513.013669/2020-00. 
8 Documento SicNet nº 48526.005526/2020-00. 
9 Registo de Reunião disponível no documento SicNet nº 48575.000462/2021-00. 
10 Mediante o memorando nº 29/2021-ASD/ANEEL, documento SicNet nº 48575.000585/2021-00.

10. 
A Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A. (Equatorial Piauí) foi instalada11 a se 
manifestar sobre o assunto em 18 de fevereiro de 2021, oportunidade na qual minha assessoria solicitou 
o envio de cronograma, com a indicação das datas de conclusão das obras definidas pelo ONS, ou demais 
obras consideradas como essenciais para o equacionamento das cargas atendidas pela Subestação 
Teresina e a retirada definitiva do 5º transformador da referida subestação. 
11. 
Em sua manifestação12, enviada em 15 de março de 2021, a Distribuidora apresentou o 
cronograma das obras que permitirão a retirada do 5º transformador da Subestação Teresina. 
12. 
A SCT solicitou13, em 23 de março de 2021, manifestação das Superintendências de Gestão 
Tarifária (SGT) e de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT) sobre a Supervisão do Acesso e a 
Alocação de Custos decorrente do pedido da Chesf. As áreas apresentaram14 suas considerações em 27 
de abril de 2021. 
13. 
Em 7 de maio de 2021, a SCT encaminhou a Nota Técnica nº 263/2021-SCT/ANEEL15, com 
análises complementares para o adequado encaminhamento do pleito da Chesf. 
14. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
15. 
Trata-se de Requerimento Administrativo interposto pela Companhia Hidro Elétrica do São 
Francisco (Chesf) com vistas à prorrogar o prazo fixado na Resolução Autorizativa nº 4.294, de 27 de 
agosto de 2013, que autorizou a Requerente a instalar equipamento em instalação de transmissão sob 
sua responsabilidade, e a estabelecer Parcela Adicional de Receita Anual Permitida (RAP), com efeitos 
retroativos à 18 de outubro de 2017 até a retirada do equipamento de operação comercial. 
16. 
De acordo com a análise que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido de 
conhecer e dar provimento ao Requerimento Administrativo, para: (i) prorrogar o prazo fixado na 
Resolução Autorizativa nº 4.294, de 2013, alterando o fim da operação comercial do 5º Transformador de 
230/69 kV, de 100 MVA, para 30 de abril de 2022; (ii) estabelecer o valor de RAP, por meio de Parcela de 
 
11 Através do Ofício nº 01/2021-ASD/ANEEL, documento SicNet nº 48575.000584/2021-00. 
12 Carta CE REG EQTL-PI 09/2021, documento SicNet nº 48513.006918/2021-00. 
13 Mediante o memorando nº 56/2021-SCT/ANEEL, documento SicNet nº 48526.001287/2021-00. 
14 Mediante o memorando nº 24/2021–SRT/ANEEL, documento SicNet nº 48552.000453/2021-00. 
15 Documento SicNet nº 48526.002303/2021-00.

Ajuste, para o 5º Transformador de 230/69 kV, de 100 MVA, da Subestação Teresina, a ser considerada 
no próximo Ciclo Tarifário das Transmissora; e (iii) determinar que a SFE  acompanhe o cronograma de 
execução das obras necessárias para equacionar as cargas atendidas pela Subestação Teresina e a retirada 
definitiva do seu 5º transformador.  
17. 
Passo, então, à análise do pleito. 
II.1 – Da necessidade do equipamento na Subestação Teresina 
18. 
A implantação do 5º transformador na Subestação Teresina foi solicitada pelo Operador 
Nacional do Sistema Elétrico (ONS) até a entrada em operação comercial da solução estrutural definida 
para o atendimento ao mercado da Região Metropolitana de Teresina, constituída pela Subestação 
Teresina III e pela Linha de Transmissão 230 kV Teresina II – Teresina III, constantes do Contrato de 
Concessão nº 17, de 2011, prevista para julho de 2014. 
19. 
Dessa forma, a Resolução Autorizativa nº 4.294, de 2013, autorizou a Chesf a instalar, 
operar e manter, provisoriamente, o 5º transformador 230/69 kV de 100 MVA, na Subestação Teresina, 
no período de 31 de agosto de 2013 a 31 de julho de 2014.  
20. 
Todavia, segundo o ONS, a efetiva entrada em operação comercial da solução estrutural 
ocorreu 18 de outubro de 2017. Assim, o fato do atraso da entrada em operação comercial da solução 
estrutural já seria uma justificativa para alteração do período de vigência da Resolução Autorizativa nº 
4.294, de 2013. 
21. 
Entretanto, após a entrada comercial da solução estrutural, um outro fato manteve a 
necessidade da permanência do equipamento. Conforme manifestação do ONS, devido a pendências nas 
obras da distribuição, sob responsabilidade da ED Piauí, atual Equatorial Piauí, não foi possível efetivar a 
transferência de cargas da Subestação Teresina para a Subestação Teresina III, texto que apresento a 
seguir: 
5. Ocorre que a LT 230 kV Teresina II – Teresina III, CD, e a SE Teresina III 230/69 kV – 
2x200 MVA entraram em operação comercial em 18 de outubro de 2017, conforme 
Termo de Liberação [d)], e a transferência das cargas da ED Piauí, da SE Teresina para a 
SE Teresina III, só foi iniciada em 01 de novembro de 2017. Nessa configuração apenas 
parte das cargas foi transferida, pois a ED Piauí não construiu as obras de distribuição na 
RMT, necessárias para viabilizar a transferência da totalidade das cargas, conforme 
prevista no estudo de planejamento da EPE. (...)

22. 
Além disso, em sua manifestação, o MME reforçou as informações apresentadas pelo 
Operador e solicitou a análise da ANEEL para a manutenção do equipamento na Subestação Teresina, até 
a conclusão das obras da Equatorial Piauí, de acordo com trecho que segue: 
6. Assim sendo, em função dos problemas verificados no sistema elétrico para 
atendimento à RMT desde a implantação do 5º transformador na SE Teresina, a Secretaria 
de Planejamento e Desenvolvimento Energético (SPE-MME) solicita à ANEEL 
providências no sentido de manter o referido transformador instalado na subestação 
Teresina, provisoriamente, até que a ED Piauí realize as obras de distribuição que 
permitam as transferências adicionais de cargas da Subestação Teresina para a 
Subestação Teresina III, o que implica na revisão do prazo fixado na ReA nº 4.294/13. 
23. 
Em sua análise, a área técnica também recomendou a manutenção do equipamento na 
Subestação Teresina. 
24. 
De início, insta registrar que, decorrente do processo de licitação da concessão dos serviços 
de distribuição de energia elétrica no estado do Piauí, o controle societário da concessão foi transferido 
para a Equatorial Piauí em outubro de 2018. Dessa forma, devido ao lapso temporal das informações 
advindas do ONS e à transferência do controle societário, é relevante a atualização das obras necessárias 
na distribuição. 
25. 
Nesse esteio, a Equatorial Piauí informou dos estudos elétricos realizados para mapear as 
obras necessárias na distribuição e da classificação de acordo com o grau de urgência, frente à situação 
de fragilidade do sistema da concessionária quando da assunção do controle da Distribuidora. Como 
resultado, a Equatorial Piauí indicou ao ONS a necessidade de nova obra na Subestação Teresina III, de 
modo a viabilizar a transferência permanente de carga da Subestação Teresina para a Subestação Teresina 
III. 
26. 
De responsabilidade da distribuidora, a Equatorial informou da construção da linha de 
distribuição Teresina III – Satélite e todas as adequações sistêmicas necessárias para a interligação, com 
estimativa de investimento de R$ 11,1 milhões e previsão para conclusão em abril de 2022.  
27. 
Ainda, sob responsabilidade da Chesf, a Equatorial Piauí informou da necessidade de duas 
novas entradas de linhas no setor de 230/69 kV da Subestação Teresina III. Sobre o assunto, em março de

2021, o ONS emitiu16 o Parecer de Acesso Permanente da Equatorial Piauí ao Sistema de Transmissão na 
Subestação Teresina III em 69 KV, e a Equatorial Piauí registrou que o início do cronograma para execução 
da referida obra depende da assinatura do Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão (CCT) com 
a Chesf.  
28. 
Do exposto e diante das informações da Equatorial Piauí e da Chesf, considero que a data 
declarada pela Distribuidora para a finalização das obras na distribuição, 30 de abril de 2022, pode ser 
considerada como o limite para a permanência do 5º Transformador na Subestação Teresina, cabendo 
aos agentes as devidas tratativas para a execução das obras no prazo estabelecido.  
29. 
Ainda, dada a importância das obras para o adequado atendimento da Região 
Metropolitana de Teresina, considero oportuno que a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de 
Eletricidade (SFE), no âmbito17 do acompanhamento diferenciado das obras das distribuidoras que 
conectam em subestações de responsabilidade de concessionárias de transmissão, inclua as obras 
necessárias para as adequações sistêmicas que possibilitem a retirada de operação comercial do 5º 
Transformador da Subestação Teresina. Dessa forma, a fiscalização poderá identificar atrasos e atribuir 
as responsabilidades se, após o marco de 30 de abril de 2022, ainda for necessária a permanência do 
equipamento em operação. 
30. 
Nesse esteio, com a ressalva do devido acompanhamento a ser realizado pela SFE, 
concordo com a alteração do prazo fixado na Resolução Autorizativa nº 4.294, de 2013, alterando o fim 
da operação comercial do 5º transformador 230/69 kV, de 100 MVA, na Subestação Teresina, quando da 
conclusão das obras de distribuição de responsabilidade da Equatorial Piauí ou em 30 de abril de 2022, o 
que ocorrer primeiro.  
II.2 – Da remuneração do equipamento 
31. 
Em seu pleito, a Chesf solicitou estabelecer, no seu reajuste tarifário, Parcela Adicional de 
RAP referente ao 5º Transformador de 230/69 kV instalado na Subestação Teresina, considerando a 
retroatividade desde outubro de 2017. 
32. 
Sobre o assunto, após o envio de informações complementares da Chesf, a SCT constatou 
que o equipamento não fazia parte da Base de Ativos da Chesf, de tal maneira que não havia associada 
 
16 RELATÓRIO ONS DTA-2021-PA-0040-R, documento SicNet nº 48513.006918/2021-00-2 (ANEXO: 002). 
17 Processo nº 48500.001299/2021-48.

parcela de RAP estabelecida pela Portaria nº 12018/2016, razão pela qual, a área recomendou, com a qual 
concordo, o reconhecimento de parcela de RAP que remunere o ativo, conforme consta na Nota Técnica 
nº 263/2021-SCT/ANEEL, com trecho transcrito a seguir: 
17. A partir da conclusão de que o número operacional do 5º Transformador da 
Subestação Teresina é o TR1, revemos o posicionamento dado na Nota Técnica nº 
651/2020-SCT/ANEEL em seus parágrafos 18 e 19. De tal maneira que não há associado 
ao transformador TR1 parcela de RAP estabelecida pela Portaria nº 120/2016. Soma-se a 
isto que foi apurado pela SFF que o equipamento não está incorporado na Base de Ativos 
da Chesf. Portanto, entendemos que é devido a Chesf ter o reconhecimento de parcela 
de RAP que remunere o ativo. 
33. 
Isso posto, para definir o período que é devido à Chesf do reconhecimento da receita para 
remuneração do seu ativo, a SCT considerou como marco temporal o término da causa inicial para 
instalação no 5º Transformador na Subestação Teresina, que foi o atraso nas obras referentes à 
Subestação Teresina III, cujo termo de liberação19 foi emitido em 18 de outubro de 2017. Após essa data, 
a permanência provisória do equipamento é devido à impossibilidade de a Equatorial Piauí transferir 
cargas da Subestação Teresina para a Subestação Teresina III.  
34. 
Os procedimentos e as metodologias adotados no estabelecimento da receita observaram 
o estabelecido no Módulo 9 do PRORET e no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia 
Elétrica20 (Regras de Transmissão). 
35. 
Para definição da RAP, foi utilizado o Banco de Preços de Referência (BPR) da ANEEL, 
considerando a vida útil do equipamento novo de 35 anos, a data de início de 18 de outubro de 2017 e de 
término de 30 de abril de 2022.  
36. 
Conforme dispõe o Submódulo 9.1, a remuneração do capital das concessionárias com 
revisão periódica de toda a base de ativos, contemplando as parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM, ocorre 
pela soma das parcelas referentes à remuneração do capital, à depreciação e ao custo anual das 
instalações móveis e imóveis, anualizada para os períodos entre revisões. Assim, no cálculo da RAP foi 
adotado o perfil decrescente, apresentado no item 10.2 do Submódulo 9.7. Por sua vez, os encargos 
 
18 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/prt2016120mme.pdf.  
19 Carta nº 0020/DTA/2017, documento SicNet nº 48513.039400/2017-00. 
20 Aprovadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020, disponível em 
http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020905.pdf.

setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP obedeceram ao disposto item 11.2 do 
Submódulo 9.7. 
37. 
Na Tabela 1 são apresentados os valores de investimentos utilizados, o percentual de 
Operação e Manutenção (O&M) adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando o perfil 
decrescente da receita, e o enquadramento do empreendimento segundo a seção 3.1 do Módulo 3 das 
Regras de Transmissão. 
Tabela 1 – Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$). 
Empreendimento 
Investimento  
O&M  
RAP 
REN 905/2020 
SE Teresina 
5º Transformador 230/69 kV – 100 MVA 
1.015.285,14 
2,00% 
1.113.596,98 
4.1.a 
Total 
1.015.285,14 
 
1.113.596,98 
--- 
Referência de preço: junho de 2020. 
Fonte: Nota Técnica nº 263/2021 – SCT/ANEEL. 
 
38. 
De acordo com o Contrato de Concessão nº 61/2001-ANEEL, a RAP a ser paga à 
transmissora não considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP21 e COFINS22. 
Esse valor será incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito (AVC) e Avisos de Débito (AVD). Dessa forma, o 
adicional de RAP apresentado na Tabela 1 foi calculado sem a aplicação da alíquota referente a esses 
tributos. 
39. 
Ainda, em atendimento ao disposto no artigo 1º23 da Portaria nº 31824, de 1º de agosto de 
2018, o adicional de RAP para os reforços foram estabelecidos considerando o impacto do Regime Especial 
de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI). 
40. 
Considerando que o transformador já se encontra em operação comercial, para viabilizar 
o recebimento da RAP, a SCT recomendou considerar Parcela de Ajuste no próximo Ciclo Tarifário da 
Transmissora, que deverá ocorrer a partir de 1º de julho de 2021. 
II.3 – Da alocação dos encargos 
 
21 Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP). 
22 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social. 
23 Conforme inciso III, do seu § 1º: “nos incisos V e VI do caput, a ANEEL deverá considerar o impacto positivo da aplicação do 
REIDI nas aquisições e importações de bens e serviços pelas concessionárias de serviço público de transmissão de energia 
elétrica na determinação da Receita Anual Permitida”. 
24 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/prt2018318mme.pdf.
  Empreendimento      Investimento      O&M      RAP      REN 905/2020  
SE Teresina
5º Transformador 230/69 kV – 100 MVA      1.015.285,14      2,00%      1.113.596,98      4.1.a    
  Total      1.015.285,14            1.113.596,98      ---  

41. 
Resta, então, definir a alocação dos encargos relacionados à permanência do 
transformador e o repasse para a tarifa das distribuidoras envolvidas. 
42. 
No que tange à alocação das receitas a serem estabelecidas para a permanência do 5º 
transformador 230/69 kV na Subestação Teresina, deve-se seguir, conforme orientado pela SRT e SGT, o 
disposto na Resolução nº 67, de 2004 e na Resolução Normativa nº 66625, de 23 de junho de 2015, sendo 
as distribuidoras que utilizam as instalações responsáveis pelo pagamento. 
43. 
De acordo com a descrição apresentada pela Equatorial Piauí, a Subestação Teresina 
230/60 kV26 atende cargas dos estados do Piauí e do Maranhão. 
44. 
Do exposto, como, de fato, o serviço é prestado para os consumidores das distribuidoras 
Equatorial Piauí e Equatorial Maranhão, o valor de RAP calculado pela SCT deve ser considerado no cálculo 
das tarifas das distribuidoras. 
45. 
Sobre a atuação da Equatorial Piauí, as Superintendências de Regulação dos Serviços de 
Transmissão (SRT) e de Gestão Tarifária (SGT), esclareceram27 que o atraso da distribuidora na 
implantação de instalações de sua responsabilidade e necessárias para conexão com o sistema de 
transmissão já possui regra de repasse específica estabelecida nos artigos 7º e 7º-A da Resolução 
Normativa nº 6728, de 8 de junho de 2004. Assim, as áreas informaram que os incentivos regulatórios para 
regularização no menor tempo possível já estão estabelecidos. 
46. 
De fato, uma vez definido o CCT, conforme o parágrafo 3º29, artigo 7ª-A da Resolução 
Normativa nº 67, de 2004, os encargos somente serão considerados no cálculo da tarifa do consumidor a 
partir da respectiva prestação do serviço. Sendo assim, uma vez finalizadas as duas entradas de linhas na 
 
25 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015666.pdf.  
26 Conforme Carta CE REG EQTL-PI 09/2021: Ressalta-se que a SE Teresina 230/60 kV atende cargas dos estados do Piauí e 
Maranhão. Em termos absolutos, o MUST contratado para a Equatorial Piauí é 300,74 MW equivalente a 60% da capacidade 
instalada da SE, considerando os 5 trafos. A carga da Equatorial Maranhão é 83,822 MW, assim, levando-se em conta a carga 
das duas distribuidoras há a utilização de 80% da capacidade total da SE Teresina 230/69 kV, indicando que o 5º transformador 
trata-se de recurso n-1.  
27 Mediante o Memorando nº 24/2021–SRT/ANEEL. 
28 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2004067.pdf.  
29 Art. 7º-A A conexão à Rede Básica em subestação existente deverá ter a implementação das respectivas instalações precedida 
de celebração do CCT, observado o disposto no art. 7º, § 4º, e do CUST, atribuindo-se à concessionária de transmissão 
proprietária da subestação existente a responsabilidade pela implementação de eventuais reforços na própria subestação, 
observado o disposto na Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011. 
(...) 
§ 3º Os encargos relativos ao CCT de que trata o § 2º e ao correspondente CUST somente serão considerados no cálculo da 
tarifa do consumidor final da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação do serviço, sem 
efeitos retroativos.

Subestação Teresina III e permanecendo pendência nas obras de distribuição que impeçam a 
transferência definitiva das cargas da Subestação Teresina, os encargos decorrentes da transmissão serão 
de responsabilidade da Equatorial Piauí, sem a possibilidade do repasse para os consumidores.  
47. 
De todo modo, sob o ponto de vista das obras na distribuição, conforme informado30 pela 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), as obras listadas pela Equatorial Piauí 
constam no Plano de Desenvolvimento da Distribuição (PDD) 2021 da Distribuidora, classificadas como 
do Planejamento Setorial e com previsão para entrada em operação em 2022. Isso posto, as informações 
do PDD ratificam o posicionamento da Equatorial apresentado na Seção II.1, que tratou do período de 
permanência do 5º Transformador.  
48. 
Por outro lado, a Chesf também é parte interessada para a execução das entradas de linha, 
uma vez que a RAP do transformador foi definida até 30 de abril de 2022, ficando a Transmissora sem 
remuneração após essa data. 
49. 
Insta frisar, se a permanência do equipamento ainda for necessária após o marco 
estabelecido, caberá à SFE identificar o Agente responsável pelo atraso das obras, que deverá arcar com 
os encargos decorrentes da RAP do equipamento. Em outras palavras, o prazo limite para o consumidor 
arcar com os encargos decorrentes do equipamento é até 30 de abril de 2022, após esse marco, a SFE 
definirá se a Chesf ou a Equatorial Piauí deverá arcar com o ônus da utilização do equipamento. 
 
III – DIREITO 
50. 
O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e 
normativos: (i) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (ii) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (iii) Lei 
nº 9.648, de 27 de maio de 1998; (iv) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; (v) Decreto nº 1.717, de 24 
de novembro de 1995; (vi) Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; (vii) Resoluções Normativas nº 67 e 
nº 68, ambas de 8 de junho de 2004; (viii) Resolução Normativa nº 66631, de 23 de junho de 2015; (ix) 
Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovadas pela Resolução Normativa nº 905, de 
8 de dezembro de 2020; e (x) Procedimentos de Regulação Tarifária, aprovados pela Resolução Normativa 
nº 880, de 7 de abril de 2020. 
 
30 Correspondência eletrônica disponível no Documento SicNet nº 48575.002538/2021-00. 
31 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015666.pdf.

IV – DISPOSITIVO 
51. 
Diante do exposto e considerando o que consta do Processo nº 48500.004266/2013-40, 
voto por conhecer e dar provimento ao Requerimento Administrativo, para:  
i. 
APROVAR a emissão de Resolução Autorizativa, conforme minuta anexa, que altera a 
Resolução Autorizativa nº 4.294, de 2013, pela prorrogação do prazo de permanência do 5º 
transformador trifásico 230/69 kV, de 100 MVA, na Subestação Teresina, para 30 de abril de 
2022 e pelo estabelecimento de parcela adicional de RAP; e  
ii. 
DETERMINAR que a SFE acompanhe o cronograma de execução das obras necessárias para a 
retirada definitiva do 5º transformador trifásico de 230/69 kV, de 100 MVA, da Subestação 
Teresina. 
 
Brasília, 8 de junho de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA  
Diretora