VOTO 
PROCESSOS: 48500.002125/2019-88. 
INTERESSADO: Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S.A. e Companhia de Transmissão de 
Energia Elétrica Paulista – ISA CTEEP. 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT. 
ASSUNTO: Requerimento Administrativo interposto pela Energisa Sul Sudeste com vistas ao 
reconhecimento dos encargos de conexão firmados por meio de Contrato de Conexão às Instalações 
de Transmissão – CCT com a transmissora ISA CTEEP sem estabelecimento de Receita Anual 
Permitida - RAP. 
I. RELATÓRIO 
1. 
A Energisa Sul Sudeste protocolou, em 21 de novembro de 2018, correspondência1 
onde alega que tem realizado pagamentos referentes à Receita Anual Permitida (RAP) que divergem 
dos valores homologados por esta Agência, com base nos Contratos de Conexão às Instalações de 
Transmissão (CCT) vigentes, devido ao não estabelecimento de RAP em relação à 5 (cinco) Termos 
Aditivos a contratos de conexão firmados com a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica 
Paulista – ISA CTEEP, referentes à obras realizadas entre 2006 e 2012.  
2. 
Em 25 de março de 2019, a ISA CTEEP apresentou2, em resposta ao Ofício nº 
019/2019-SRT/ANEEL3, suas contra argumentações em relação ao pleito da Energisa Sul Sudeste e 
de outras distribuidoras4 que apresentaram pleito semelhante quanto ao estabelecimento de 
 
1 Carta ENERGISASS/VPR-ANEEL/Nº066/2018 (SIC nº : 48513.038600/2018-00 (VIA 001). 
2 Carta CT/RR/413/2019 - Documento SIC n° 48513.008807/2019-00. 
3 Documento SIC n° 48552.000121/2019-00. 
4 Grupo CPFL, Elektro e Enel São Paulo

receita para valores cobrados por meio de CCTs, referente a reforços implantados pela 
transmissora. 
3. 
Por sua vez, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT) se 
manifestou sobre o pleito ,em 10 de março de 2020, mediante a Nota Técnica nº 25/20205, em que 
recomendou: 
i. 
deferir parcialmente  o pedido da ESS, no sentido de conhecer a necessidade de 
adequação dos 5º e 7º aditivos contratuais ao CCT nº 006/2000 e do 7º aditivo 
contratual do CCT nº 045/2005, que tratam de obras que deveriam ser remetidas 
pela ISA CTEEP para autorização da ANEEL de estabelecimento de receita no reajuste 
de sua RAP, viabilizando a inserção de tais custos nos processos de revisão tarifária 
da distribuidora ESS; e 
ii. 
a análise da Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de 
Transmissão e Distribuição (SCT) e da Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) 
acerca da viabilidade, das condições e dos procedimentos necessários à eventual 
reconhecimento de receita e cobrança retroativa referente às implantações de obras 
mencionadas. 
4. 
Em 27 de julho de 2020, minha assessoria, por meio do Memorando nº 229/20206, 
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 Energisa Sul Sudeste. 
5. 
Desta feita, a PF/ANEEL emitiu o Parecer nº 281/20207, 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. Destacou ainda que o requerimento administrativo apresentado 
pela Energisa Sul Sudeste por meio da correspondência ENERGISASS/VPR-ANEEL/Nº066/2018 é 
 
5 Documento SIC nº 48552.000200/2020-00.  
6 Documento SIC nº 48575.003528/2020-00. 
7 Parecer nº 00281/2020/PFANEEL/PGF/AGU - Documento SIC nº 48516.002181/2020-00.

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. 
6. 
Em 1° de setembro de 2020, a ISA CTEEP apresentou8 manifestação com relação ao 
pleito da Energisa Sul Sudeste e ao posicionamento exarado pela SRT na Nota Técnica nº 25/2020. 
7. 
É o Relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
O presente processo trata de Requerimento Administrativo interposto pela Energisa 
Sul Sudeste quanto ao reconhecimento, por meio de estabelecimento de RAP, de encargo de 
conexão referente aos CCTs firmados entre a Distribuidora e a transmissora ISA CTEEP. 
9. 
A tabela 1 apresenta a lista de obras que constam como objeto de Termos Aditivos 
(TAs) ao CCTs firmados com a ISA CTEEP. Tais obras tratam, dentre outros assuntos, de substituição 
de transformadores de instrumento e adequação de proteção de bay. 
Tabela 1: Implantação de melhoria e reforços em instalações da ISA-CTEEP nos CCT com a 
ESS. 
 
Nº 
Contrato 
Termo 
Aditiv
o 
Data de 
Assinatur
a 
Valor* 
(R$) 
Descrição 
1 
006/200
0 
   5º e 7 º 
30/06/2
006 
 
15/09/2
010 
237.511,40 
Adequação da proteção do bay nº 
24952-7 da subestação Ubarana, 
para permitir a operação da usina 
Termelétrica Fartura (“UTE Fartura”) 
em paralelo com sistema 69 kV da 
distribuidora. 
2 
011/200
0 
5º 
16/12/2
008 
737.450,14 
 
Adequação do SMF (substituição 
dos TPs 88 kV) na subestação Assis 
(TR-3 e TR-4). 
 
8 Carta nº CT/RA/59/2020 - Documento SIC nº 48513.023164/2020-00 (VIA 001).
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.
6. Em 1° de setembro de 2020, a ISA CTEEP apresentou8 manifestação com relação ao
pleito da Energisa Sul Sudeste e ao posicionamento exarado pela SRT na Nota Técnica nº 25/2020.
7. É o Relatório.
8. O presente processo trata de Requerimento Administrativo interposto pela Energisa
Sul Sudeste quanto ao reconhecimento, por meio de estabelecimento de RAP, de encargo de
conexão referente aos CCTs firmados entre a Distribuidora e a transmissora ISA CTEEP.
9. A tabela 1 apresenta a lista de obras que constam como objeto de Termos Aditivos
(TAs) ao CCTs firmados com a ISA CTEEP. Tais obras tratam, dentre outros assuntos, de substituição
de transformadores de instrumento e adequação de proteção de bay.
          
    Termo  Data de  Valor*  
Nº  Contrato        Descrição
    Aditiv  Assinatur  (R$)  
          
    o  a    
1  006/200
0  5º e 7 º  30/06/2
006
15/09/2
010  237.511,40  Adequação da proteção do bay nº
24952-7 da subestação Ubarana,
para permitir a operação da usina
Termelétrica Fartura (“UTE Fartura”)
em paralelo com sistema 69 kV da
distribuidora.
2  011/200
0  5º  16/12/2
008  737.450,14  Adequação do SMF (substituição
dos TPs 88 kV) na subestação Assis
(TR-3 e TR-4).

3 
011/200
0 
6º 
26/03/2
009 
1.687.776
,03 
 
Adequação do SMF (substituição 
dos TPs 88 kV) na subestação Salto 
Grande (TR-3 e TR-4). 
4 
045/200
5 
7º 
12/04/2
012 
524.420,8
2 
 
Implantação de uma estrutura de 
derivação do tipo “DY” nas linhas de 
88 kV Assis – Canoas I e Assis – 
Canoas II, para atendimento da carga 
da empresa Halotek Fadel Industrial 
Ltda. 
*Valor informado pela ESS em seu pedido. 
10. 
Além dessa distinção feita pela própria empresa em seu pedido há de se distinguir a 
análise do presente pleito por período, de acordo com a regulamentação vigente quando da 
assinatura dos respectivos termos aditivos. Nesse ensejo é importante destacar a evolução da 
regulamentação no decorrer do período. 
II.1 - Da análise dos casos 
11. 
Para avaliar o pleito da Requerente, a SRT, em sua NT nº 25/2020, segregou sua 
análise por período, uma vez que as regras foram evoluindo com o tempo, e, dessa forma, as 
instalações em questão foram contratadas com regras específicas para cada momento de 
implantação. 
12. 
O caso “1” é tratado no 5º e no 7º Termos Aditivos (TAs), do CCT nº 006/2000 e 
refere-se à adequação da proteção em bays de 69 kV na Subestação Ubarana. Essa obra se tratou 
da instalação de 2 (dois) relés, sendo 1 (um) de subtensão e 1 (um) de sobrecorrente direcional, 2 
(duas) chaves de teste, cabos e alterações nos painéis, bem como a aquisição de 2 (duas) unidades 
de reles (um para cada tipo), para reserva técnica. O 7º Termo Aditivo desse CCT tem como objeto 
o “realinhamento dos custos relativos à implantação” dessa obra. 
13. 
Cumpre destacar que, embora a Resolução Normativa nº 1589, de 2005, segundo o 
texto vigente à época das assinaturas, não explicitasse o que seria considerado como “adequação 
 
9 “Art. 4º São classificadas como Reforços:
3  011/200
0  6º  26/03/2
009  1.687.776
,03  Adequação do SMF (substituição
dos TPs 88 kV) na subestação Salto
Grande (TR-3 e TR-4).
4  045/200
5  7º  12/04/2
012  524.420,8
2  Implantação de uma estrutura de
derivação do tipo “DY” nas linhas de
88 kV Assis – Canoas I e Assis –
Canoas II, para atendimento da carga
da empresa Halotek Fadel Industrial
Ltda.
10. Além dessa distinção feita pela própria empresa em seu pedido há de se distinguir a
análise do presente pleito por período, de acordo com a regulamentação vigente quando da
assinatura dos respectivos termos aditivos. Nesse ensejo é importante destacar a evolução da
regulamentação no decorrer do período.
11. Para avaliar o pleito da Requerente, a SRT, em sua NT nº 25/2020, segregou sua
análise por período, uma vez que as regras foram evoluindo com o tempo, e, dessa forma, as
instalações em questão foram contratadas com regras específicas para cada momento de
implantação.
12. O caso “1” é tratado no 5º e no 7º Termos Aditivos (TAs), do CCT nº 006/2000 e
refere-se à adequação da proteção em bays de 69 kV na Subestação Ubarana. Essa obra se tratou
da instalação de 2 (dois) relés, sendo 1 (um) de subtensão e 1 (um) de sobrecorrente direcional, 2
(duas) chaves de teste, cabos e alterações nos painéis, bem como a aquisição de 2 (duas) unidades
de reles (um para cada tipo), para reserva técnica. O 7º Termo Aditivo desse CCT tem como objeto
o “realinhamento dos custos relativos à implantação” dessa obra.
13. Cumpre destacar que, embora a Resolução Normativa nº 1589, de 2005, segundo o
texto vigente à época das assinaturas, não explicitasse o que seria considerado como “adequação

em bay”, a própria definição de módulo de manobra é suficiente para o enquadramento do caso 
“1” como reforço. O §3º do art. 4º, conforme disposto nas notas de rodapé deste voto, disciplinava 
que esse tipo de obra deveria ser registrado segundo Manual de Contabilidade do Serviço Público 
de Energia Elétrica para fins de consideração nas revisões periódicas com consequente 
estabelecimento de RAP. 
14. 
Verificam-se dois casos, dentre os listados na Tabela 1, que tratam de substituição de 
TPs e TCs pela ISA CTEEP para adequação de SMF da distribuidora, são eles os casos “2” e “3”.  
15. 
Os casos acima listados referem-se ao 5º e 6º Termos Aditivos ao CCT nº 011/2000, 
firmado entre a ISA CTEEP e a Energisa Sul Sudeste. Essas obras são tratadas em termos aditivos ao 
 
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 
IV- 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.”

contrato e versam de substituição de TPs e TCs para adequação dos SMF nas Subestações Assis e 
Salto Grande. 
16. 
O 5º TA, assinado em 16 de dezembro de 2008, consta que a substituição de 6 (seis) 
Transformadores de Potencial (TP’s) de 88 kV, dos transformadores TR-3 e TR-4 da Subestação Assis. 
Na Cláusula 1ª, que aborda o objeto do Termo Aditivo, é explícito que:  
“§1º - Caberá também a TRANSMISSORA a instalação da caixa de 
interligação separada para o sistema de medição para faturamento, bornes 
de conexão e os cabos blindados até o painel de medição da 
DISTRIBUIDORA, incluindo o fornecimento dos materiais e de mão de obra.  
§2º - A DISTRIBUIDORA irá compartilhar os Transformadores de Potencial 
(TP’s), de propriedade da TRANSMISSORA com a utilização de 1 (um) 
enrolamento, para uso exclusivo do seu sistema de medição para 
faturamento.” 
17. 
Acerca desse tema a ISA CTEEP cita o Ofício nº 002/2004-SRT/ANEEL, na 
correspondência CT/RR/413/2019, por meio da qual a SRT manifestou-se, à época, acerca da 
responsabilidade técnica da instalação de sistemas de medição. O Ofício discorre sobre o seguinte: 
“A especificação técnica, aquisição e instalação desses equipamentos, bem como o 
serviço de medição, serão de responsabilidade da CTEEP, caso o acesso se dê em 
instalações integrantes da Rede Básica. 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. 
Os ativos e serviços correspondentes deverão ser ressarcidos via encargos de conexão 
a serem negociados com o consumidor, caso o acesso seja na Rede Básica, ou com a 
distribuidora, caso seja nas ‘Demais Instalações de Transmissão’.”

18. 
Assim, 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.  
19. 
Isso posto, verifica-se na regulamentação o que estabelece a Resolução Normativa 
nº 67, de 2004, alterada pela Resolução Normativa nº 248, de 2007, sobre a possibilidade da 
transmissora de realizar compra de equipamentos de medição e cobrá-lo por meio de encargo, 
conforme o §7º de seu artigo 8º.  
20. 
Destaca-se também a Resolução nº 281, que disciplina a forma de cobrança dos 
encargos de conexão em seus arts. 18 e 20, conforme vigente à época (antes da alteração dada pela 
REN 399, de 13 de abril de 2010).  
“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.”  
21. 
Observa-se, portanto, que a regulamentação vigente à época da assinatura dos TAs, 
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” são de responsabilidade da Energisa Sul Sudeste, que deveria alocá-los 
dentre as atividades para eventual reconhecimento em revisão tarifária.  
22. 
Assim, para esse caso, 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 ESS de 
eventuais diferenças aos valores já cobrados nem, tampouco, definição de RAP para a ISA CTEEP 
que corresponda a reconhecimento tarifário à ESS referente ao encargo de conexão pago, conforme 
solicita a Distribuidora. 
23. 
Por fim, o caso “4” é o mais recente, dentre os listados na Tabela 1, tendo como 
objeto a instalação de torre de derivação destinada à conexão de usuário, visto que foi realizada 
para a conexão do consumidor Halotek Fadel. O 7º TA do CCT nº 045/2005, que dispõe dessa 
instalação, foi assinado em 12 de abril de 2012, já na vigência da Resolução Normativa nº 443, de 
2011. 
24. 
Nesse sentido, a Resolução Normativa supracitada estabelecia, em seu art. 3º, que 
uma obra com a finalidade de conexão de usuários, como a em questão, se enquadrava como uma 
obra de reforço, que deveria constar no Plano de Ampliações e Reforços, elaborado pelo Operador 
Nacional do Sistema Elétrico – ONS10.  
 
10 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;  
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;  
(...) 
 
§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.

25. 
Feitas essas ponderações acerca da evolução da regulamentação no período em que 
o TA foi assinado, passa-se a avaliar o segundo aspecto levantado nessa seção. 
26. 
Este ponto foi destacado pela ISA CTEEP em sua correspondência onde a 
Transmissora alega que “muito embora a instalação da torre de derivação no caso específico da 
Resolução Normativa nº 443/2011 possa ser considerada como um reforço em seu conceito geral, 
essa mesma Resolução não possibilita em seus incisos a classificação dessa obra como reforço”.  
27. 
Sobre isso, vale comentar que, as estruturas de derivação só foram explicitamente 
mencionadas na regulamentação com a Resolução Normativa nº 643, de 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 Resolução Normativa nº 443, 
de 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.  
28. 
Portanto, entendo que esse caso se enquadra como reforço, de modo que deveria 
ser implementado pela ISA CTEEP, mediante autorização da ANEEL, com estabelecimento de receita 
no reajuste de RAP subsequente à sua entrada em operação. 
II.2 - Da manifestação da ISA CTEEP 
29. 
Em sua manifestação, a ISA CTEEP inicialmente trata a respeito do cumprimento da 
regulação vigente com relação aos casos de adequação dos sistemas de proteção para conexão de 
instalações de distribuição, argumentando, em síntese, que:  
 
 
§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 subsequente à sua entrada em operação, desde que não estejam relacionados aos Reforços referidos 
nos incisos I, II e III.

“De fato, pela leitura do mencionado artigo, as obras relacionadas à adequação dos 
sistemas de proteção 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 a execução de tais reforços. 
Ocorre que, como é de conhecimento dessa Agência, a publicação de autorização 
para execução de reforços leva determinado tempo, em média 18 meses. No 
entanto, em razão da urgência apresentada pela ESS, não foi possível aguardar todo 
o processo necessário para emissão da autorização.  
Veja-se, a assinatura dos Contratos nos moldes estabelecidos não foi realizada por 
imposição da ISA CTEEP, mas sim para atender a necessidade do sistema e da própria 
ESS que não poderia aguardar todo o trâmite que envolve a emissão de uma 
autorização.  
Em outras palavras, em razão da urgência apresentada pela ESS, a única forma de 
garantir a conexão das instalações de distribuição e atender as necessidades 
sistêmicas foi a assinatura dos CCT sem a publicação prévia de autorização para os 
reforços”. 
30. 
Em seguida, tratando das torres de derivação, a ISA CTEEP, alega, em síntese que:  
“Se nem mesmo a regulação vigente trazia essa possibilidade de forma clara, não há 
como exigir que os agentes a interpretem dessa forma, de modo que não há como 
requerer que se firmassem contratos que obedecessem ou se enquadrassem em ritos 
e conceitos que a Resolução Normativa sequer trazia.  
De fato, houve evolução da regulação, mas tal evolução pretendeu preencher uma 
lacuna regulatória que autorizava, até 2014, que os agentes firmassem CCT, frise-se, 
para atendimento a necessidades sistêmicas, tais como aqueles firmados entre ISA 
CTEEP e a ESS. Ademais, necessário ressaltar que a instalação das torres de derivação 
se fez necessária para o atendimento da necessidade da ESS 
(...)

Por expressa ausência de previsão legal, não há como enquadrar a obra realizada 
como reforço, de modo que o contrato em questão foi firmado dentro dos limites 
permitidos pela regulação vigente, visando unicamente atender os interesses 
sistêmicos, devendo ser mantidos da forma como celebrados”. 
II.3 - Do Parecer da Procuradoria 
31. 
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 da Nota Técnica nº 25/2020. 
Tabela 2 - Análise do atendimento à regulamentação por obra de conexão. 
Nº 
Term
o 
Aditiv
o 
Data de 
Assinatu
ra 
Análise do pleito 
1 
5º e 7º 
30/06/2
006 
15/09/2
010 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas  à 
ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma 
vigente à época (REN 158/2005) 
2 
5º 
16/12/2
008 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser  
realizada. 
3 
6º 
26/03/2
009 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser 
realizada. 
4 
7º 
12/04/2
012 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas 
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma 
vigente à época (REN 443/2011). 
 
32. 
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 
ESS. Conclui-se, ainda, que a pretensão de ressarcimento da distribuidora baseia-se no princípio que
Por expressa ausência de previsão legal, não há como enquadrar a obra realizada
como reforço, de modo que o contrato em questão foi firmado dentro dos limites
permitidos pela regulação vigente, visando unicamente atender os interesses
sistêmicos, devendo ser mantidos da forma como celebrados”.
31. 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 da Nota Técnica nº 25/2020.
      
Nº  Term  Data de  Análise do pleito
  o  Assinatu  
  Aditiv  ra  
  o    
1  5º e 7º  30/06/2
006
15/09/2
010  Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas à
ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
vigente à época (REN 158/2005)
2  5º  16/12/2
008  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
3  6º  26/03/2
009  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
4  7º  12/04/2
012  Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
vigente à época (REN 443/2011).

32. 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
ESS. 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.”. 
33. 
Finalizou esclarecendo que “[...] o requerimento administrativo apresentado pela ESS 
é 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  
34. 
Diante de todo o exposto, conclui-se que, dentre as obras realizadas pela ISA CTEEP 
e apresentadas pela Energisa Sul Sudeste em seu pedido, aquelas listadas na Tabela 2 como casos 
“1” e “4”, segundo regulamentação vigente à época, deveriam ter sido informadas à ANEEL de modo 
a possuírem RAP homologada possibilitando o reconhecimento de tais custos nos processos de 
revisão tarifária da Distribuidora. Outras duas, casos “2” e “3” tiveram seus procedimentos 
realizados em concordância com a regulamentação vigente à época, de modo que nenhuma 
alteração deve ser realizada. 
35. 
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. 
36. 
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 as obras 1 e 4 elencadas na tabela 2 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 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 1 e 4 relacionadas 
na tabela 2; 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; 
37. 
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, ocorrida em 21 
de novembro de 2018. 
38. 
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 ESS para incluir, conforme 
regulamentação setorial, no seu processo tarifário; 
b. O ressarcimento devido deverá compreender o período 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

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. DIREITO 
39. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos legais e normativos:  
a) Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999; 
b)  Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004; 
c) Resolução Normativa nº 68, de 8 de junho de 2004; 
d) Resolução Normativa nº 158, de 25 de maio de 2005;  
e) Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011; e 
f) Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020.  
 
IV. DISPOSITIVO 
40. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.002125/2019-88, voto por 
dar provimento parcial ao Requerimento Administrativo interposto pela Energisa Sul Sudeste – 
Distribuidora de Energia S.A., para determinar que:  
(i) 
a ISA CTEEP, no prazo de 30 dias, cadastre as obras 1 e 4 elencadas na tabela 2, no 
Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços (“SGPMR”) e solicite 
a consolidação dessas obras pelo ONS; 
(ii) 
o ONS encaminhe para a ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação dessas obras, 
para autorização por parte da ANEEL; 
(iii) 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 1 e 4, relacionadas na 
tabela 2; 
(iv) a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição – SCT estabeleça a parcela de Receita Anual Permitida – RAP para essas 
obras; e  
(v) 
a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT calcule o valor devido à título de 
ressarcimento à Energisa Sul Sudeste, na forma a ser indicada pela SCT com base no 
período e nas premissas trazidas, e inclua esse valor no processo tarifário da 
Distribuidora, conforme previsto na regulamentação setorial. 
Brasília, 31 de maio de 2022. 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor