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

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5. 
Em 24 de julho de 2020, minha assessoria, por meio do Memorando nº 226/2020-
ASD/ANEEL, formulou consulta à Procuradoria Federal junto à ANEEL (“PF/ANEEL”) sobre eventual óbice 
jurídico para o reconhecimento de receita e cobrança retroativa, especialmente a ocorrência de 
preclusão, decadência ou prescrição para a implementação do referido direito nos casos concretos 
apresentados pela Enel SP. 
6. 
Em 28 de julho de 2020, a ISA CTEEP protocolou a carta nº CT/RA/1215/2020 apresentando 
sua manifestação com relação ao pleito da Enel SP e ao posicionamento exarado pela SRT. 
7. 
Em 31 de agosto de 2020, a PF/ANEEL emitiu o Parecer nº 00279/2020/PFANEEL/PGF/AGU, 
concluindo que não há óbice jurídico à possibilidade de reconhecimento de RAP, contudo, deve-se 
observar o prazo prescricional de 3 anos, previsto no Código Civil. 
8. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
9. 
O presente processo trata de Requerimento Administrativo interposto pela Enel SP quanto 
à necessidade de reconhecimento dos encargos de conexão, firmados por meio de CCT com a ISA CTEEP, 
para uma série de obras realizadas entre 2007 e 2014, as quais não tiveram estabelecimento de RAP pela 
ANEEL, e, portanto, não puderam ser reconhecidas no processo de revisão tarifária da Distribuidora. 
10. 
Ao avaliar os autos do processo, encaminho Decisão no sentido de DAR PARCIAL 
PROVIMENTO ao Requerimento Administrativo interposto pela Enel Distribuição São Paulo (“Enel SP”); 
pelas razões que passarei a demonstrar.  
11. 
A tabela 1 apresenta a lista de obras que constam como objeto de Termos Aditivos (“TAs”) 
ao CCT nº 010/2000, firmado com a ISA CTEEP, como por exemplo, substituição de transformadores de 
instrumento, adequação em sistemas de proteção, instalação de disjuntores, dentre outros, para as quais 
não foram estabelecidas as parcelas de RAP, impedindo o reconhecimento tarifário desses encargos de 
conexão pagos pela Enel SP.

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Tabela 1: Implantação de melhoria e reforços em instalações da ISA CTEEP no CCT nº 010/2000. 
Nº 
Termo 
Aditivo 
Data de 
Assinatura 
Valor* (R$) 
Descrição 
1 
10º 
01/09/2007 
8.479,47 
Adequação da proteção de 2 bays de 34,5 kV (35452-55 e 
35452-58) na Subestação Bandeirantes 34,5 kV 
2 
13º 
26/11/2009 
58.585,88 
Adequação da proteção de 4 bays de 34,5 kV (35452-34, 
35452-38, 35452-51 e 35452-54) na Subestação 
Bandeirantes 34,5 kV 
3 
16º 
20º  
 22º 
01/12/2010 
19/03/2012 
03/10/2012 
1.052.101,82 
Adequação dos Transformadores de Instrumentos - TI aos 
parâmetros do ONS e da CCEE, nas Subestações Ramon 
Rebert Filho e Centro 88 kV 
4 
21º 
25º 
24/08/2012 
05/08/2013 
 
133.472,86 
Conexão de 4 novos alimentadores nos cubículos 
blindados existentes; substituição da proteção 
eletromecânica por digital associado aos disjuntores  
5 
23º 
15/12/2012 
51.106,53 
Adequação dos cubículos existentes (BAN 321 e BAN 322) 
na Subestação Bandeirantes 34,5kV. Instalação de 6 
transformadores de potencial 34,5kV; substituição dos 
relés de proteção. 
6 
18º 
 
26º 
 
27/05/2011 
09/01/2014 
40.375,71 
Adequação dos bays na Subestação Bandeirantes 34,5 kV 
(Implantação de novos circuitos BAN 327 - 328 - 329 - 
330). Instalação de 4 disjuntores tripolares e 9 
transformadores de potencial 34,5 kV; complementar com 
sistemas de proteção direcional/comando/controle 
associados aos circuitos. 
*Valor informado pela Enel SP em seu pedido. 
12. 
Assim, a Enel SP trouxe as seguintes solicitações em seu Requerimento Administrativo: 
i. Estabelecimento de RAP referente aos equipamentos citados nos aditivos ao CCT firmado 
entre a Enel São Paulo e a Transmissora CTEEP;  
 
ii. Registro dos referidos termos aditivos na base de dados da ANEEL por meio do Sistema de 
Gestão da Transmissão - SIGET;
Nº  Termo
Aditivo  Data de
Assinatura  Valor* (R$)  Descrição
1  10º  01/09/2007  8.479,47  Adequação da proteção de 2 bays de 34,5 kV (35452-55 e
35452-58) na Subestação Bandeirantes 34,5 kV
2  13º  26/11/2009  58.585,88  Adequação da proteção de 4 bays de 34,5 kV (35452-34,
35452-38, 35452-51 e 35452-54) na Subestação
Bandeirantes 34,5 kV
3  16º
20º
22º  01/12/2010
19/03/2012
03/10/2012  1.052.101,82  Adequação dos Transformadores de Instrumentos - TI aos
parâmetros do ONS e da CCEE, nas Subestações Ramon
Rebert Filho e Centro 88 kV
4  21º
25º  24/08/2012
05/08 /2013  133.472,86  Conexão de 4 novos alimentadores nos cubículos
blindados existentes; substituição da proteção
eletromecânica por digital associado aos disjuntores
5  23º  15/12/2012  51.106,53  Adequação dos cubículos existentes (BAN 321 e BAN 322)
na Subestação Bandeirantes 34,5kV. Instalação de 6
transformadores de potencial 34,5kV; substituição dos
relés de proteção.
6  18º
26 º  27/05/2011
09/01/2014  40.375,71  Adequação dos bays na Subestação Bandeirantes 34,5 kV
(Implantação de novos circuitos BAN 327 - 328 - 329 -
330). Instalação de 4 disjuntores tripolares e 9
transformadores de potencial 34,5 kV; complementar com
sistemas de proteção direcional/comando/controle
associados aos circuitos.
Termo
Aditivo
Data de
Assinatura

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iii. Restituição da ISA CTEEP à Enel São Paulo de eventuais diferenças em relação aos valores 
já cobrados pela transmissora, referente aos citados CCTs, ou compensação dessas 
diferenças via Parcela de Ajuste - PA;  
 
iv. Reconhecimento tarifário à Enel São Paulo do Encargo de Conexão correspondente à RAP 
a ser definida por essa agência, retroagindo à data de entrada em operação dos 
equipamentos 
II.1 - Da análise dos casos 
13. 
Para avaliar o pleito da Requerente, a SRT, em sua NT nº 4/2020-SRT/ANEEL, segregou sua 
análise por período, de acordo com a regulamentação vigente quando da assinatura dos respectivos 
termos aditivos, conforme será detalhado na sequência. 
14. 
Os casos 1 (10º TA) e 2 (13º TA) da tabela 1 referem-se à adequação da proteção de bays 
da subestação Bandeirantes 34,5 kV, decorrente da necessidade de permitir integração e operação de 
clientes da distribuidora e compreendem a aquisição e instalação de equipamentos de proteção. 
15. 
Observa-se que o 10º e o 13º TAs foram assinados durante a vigência da Resolução 
Normativa (“REN”) nº 1581, de 2005 (com alterações dadas pela Resolução Normativa nº 242 de 7 de 
dezembro de 2006). 
 
1 “Art. 2º Para fins e efeitos desta Resolução, dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão - CPST, dos Contratos de 
Uso do Sistema de Transmissão - CUST, dos Contratos de Conexão à Transmissão - CCT, dos Procedimentos de Rede e das 
propostas anuais para expansão dos sistemas de transmissão, ficam estabelecidos os seguintes termos e respectivas definições:  
I - Melhoria: instalação, substituição ou reforma de equipamentos visando manter a regularidade, continuidade, segurança e 
atualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica, compreendendo a modernidade das técnicas e a conservação 
das instalações de transmissão, em conformidade com o contrato de concessão do serviço público de transmissão de energia 
elétrica e os Procedimentos de Rede;  
II - Reforço: implementação de novas instalações de transmissão, substituição ou adequação em instalações existentes, 
recomendadas pelos planos de expansão do sistema de transmissão e autorizadas pela ANEEL, para aumento da capacidade 
de transmissão ou da confiabilidade do Sistema Interligado Nacional - SIN, ou, ainda, que resulte em alteração física da 
configuração da rede elétrica ou de uma instalação;   
III - Módulo de Manobra: conjunto de equipamentos necessários para a conexão de linhas de transmissão, transformadores, 
equipamentos de compensação de potência reativa ou interligação de barramentos; e 
IV - Instalações de Infraestrutura da Subestação: conjunto de instalações de uso comum necessárias para o funcionamento de 
uma subestação, compreendendo, entre outros, terreno, malha de aterramento, serviços auxiliares, barramentos, 
transformadores de aterramento, reatores limitadores, sistemas de telecomunicações, supervisão e controle, proteção e 
medição  
(...)

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16. 
A SRT concluiu, no que concordo, que embora a norma vigente à época não explicitasse o 
que seria considerado como “adequação em bay”, a própria definição de módulo de manobra e 
instalações de infraestrutura na REN nº 158, de 2005, é suficiente para o enquadramento dos casos 1 e 2 
como reforços, segundo descrição do item III do art. 4º da mesma Resolução. Portanto, deveriam ser 
objeto de ato autorizativo da ANEEL, segundo o §1º do art. 4º. 
17. 
O caso 6 também trata de adequação em bay na Subestação Bandeirantes 34,5 kV. 
Considerando que o 18º TA foi assinado em 27 de maio de 2011, ainda na vigência da REN nº 158, de 
2005, aplica-se o mesmo entendimento já mencionado para os casos 1 e 2.  
18. 
Para o 26º TA, assinado em 09 de janeiro de 2014, já estava em vigor a REN nº 443, de 
2011. Contudo, observa-se que, mesmo na vigência da REN nº 4432, de 2011, esse tipo de obra seria 
 
Art. 4º São classificadas como Reforços:  
I - instalação de transformador ou equipamento de compensação de potência reativa com os respectivos Módulos de Manobra, 
para aumento da capacidade de transmissão ou provimento de potência reativa;  
II - recapacitação, repotenciação ou reconstrução de linhas de transmissão, para aumento de capacidade operativa;  
III - instalação de equipamentos para adequação ou complementação do Módulo de Manobra ou das Instalações de 
Infraestrutura da Subestação, em função de alteração da configuração da rede elétrica;  
IV - substituição de equipamentos do Módulo de Manobra ou das Instalações de Infraestrutura da Subestação, por superação 
das respectivas capacidades normatizadas;  
V - substituição de equipamentos do Módulo de Manobra, para adequação à capacidade de transmissão contratada, observado 
o disposto no art. 7º da Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004;  
(...) 
IX - implementação de Módulo de Manobra, para conexão de linhas de transmissão ou transformadores de potência de 
propriedade dos acessantes.  
 
§ 1° Os Reforços referidos nos incisos I, II e III deste artigo deverão constar da “Proposta Anual de Ampliações e Reforços” (PAR), 
elaborada pelo ONS, e serão implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização 
específica. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)  
§ 2° Os Reforços a que se referem os incisos IV, V, VI, VII e VIII deste artigo serão implementados mediante autorização, desde 
que haja solicitação do ONS motivada por expansão da capacidade ou da confiabilidade do SIN ou, no caso do inciso IX, 
decorrente de solicitação de acesso. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)  
§ 3° A receita associada aos reforços a que se referem os incisos IV, V, VI, VII e VIII será incorporada à Receita Anual Permitida 
das concessionárias de transmissão, na data do reajuste anual de receitas, considerando a data de entrada em operação de 
cada intervenção realizada. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)  
§ 4º O equipamento a que se refere o inciso IX deste artigo será remunerado por meio de Contrato de Conexão à Transmissão 
- CCT ou Contrato de Compartilhamento de Infraestrutura - CCI, conforme o caso, sendo o encargo correspondente, a ser 
praticado até a revisão subsequente, definido de acordo com a tensão e o arranjo indicado no Anexo desta Resolução.” (Grifos 
nossos) 
2 “Art. 3º Reforço é a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações de transmissão existentes, ou a 
adequação destas instalações, visando o aumento de capacidade de transmissão, o aumento de confiabilidade do Sistema 
Interligado Nacional – SIN ou a conexão de usuários, incluindo:

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enquadrada como reforço, conforme inciso IV do art. 3º, devendo constar em seção específica do Plano 
de Ampliações e Reforços, elaborado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS”), conforme §1º 
do art. 3º, e serem implementadas pela concessionária de transmissão mediante ato autorizativo com 
estabelecimento de receita no reajuste de RAP subsequente à sua entrada em operação, conforme §4º 
do art. 3º. 
19. 
O caso 5 (23º TA), assinado em 15 de dezembro de 2012, também se enquadra no item IV 
do art. 3º da REN nº 443, de 2011, pois trata da adequação dos cubículos existentes na subestação 
Bandeirantes 34,5kV, com a instalação de 6 transformadores de potencial 34,5kV e substituição dos relés 
de proteção, de modo a possibilitar o paralelismo de gerador em regime permanente na SE Bandeirantes. 
Deste modo, aplica-se o entendimento quanto à necessidade de emissão de ato autorizativo, nos termos 
da regulamentação vigente à época. 
20. 
Da mesma forma, o caso 4 (21º e 25º TA) também se enquadra no item IV do art. 3º da REN 
nº 443, de 2011, pois refere-se à substituição de equipamentos de proteção eletromecânica por digital 
associados a disjuntores no setor de 20 kV da SE Miguel Reale, para possibilitar a conexão de 
 
I – instalação de transformador com os respectivos módulos de conexão para aumento de capacidade de transmissão; 
II – instalação de equipamento de compensação de potência reativa com o respectivo módulo de conexão; 
III – recapacitação ou repotenciação de equipamentos existentes para aumento de capacidade operativa; 
IV – instalação de equipamentos para adequação ou complementação de módulo de conexão, entrada de linha ou módulo 
geral, em função de alteração de configuração da rede elétrica;  
V – substituição de equipamentos por superação de capacidade operativa; (...) 
 
§ 1º Os Reforços referidos nos incisos I, II, III, IV, V, VI, VII e VIII deverão constar no Plano de Ampliações e Reforços, elaborado 
pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, sendo que os reforços referidos nos incisos IV, V, VI, VII e VIII, desde que não 
estejam relacionados aos Reforços referidos nos incisos I, II e III, deverão constar em seção especifica do Plano. 
§ 2° Os Reforços referidos nos incisos I, II e III que constarem na Consolidação de Obras, publicada pelo Ministério de Minas e 
Energia – MME, deverão ser implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização da 
ANEEL com estabelecimento prévio de receita.  
§ 3º Os Reforços referidos nos incisos IV, V, VI, VII e VIII que constarem na Consolidação de Obras, publicada pelo MME, deverão 
ser implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização da ANEEL, com 
estabelecimento prévio de receita, desde que estejam relacionados aos Reforços referidos nos incisos I, II e III.” 
 
§ 4º Os Reforços referidos nos incisos IV, V, VI, VII e VIII que constarem na Consolidação de Obras, publicada pelo MME, deverão 
ser implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização da ANEEL, com 
estabelecimento de receita no reajuste de RAP subseqüente à sua entrada em operação, desde que não estejam relacionados 
aos Reforços referidos nos incisos I, II e III

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

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25. 
Assim, para o caso 3, não há o que se falar de determinação da ANEEL, no âmbito deste 
processo, de adequação dos respectivos aditivos, nem de restituição da ISA CTEEP à Enel SP de eventuais 
diferenças aos valores já cobrados nem, tampouco, definição de RAP para a ISA CTEEP que corresponda a 
reconhecimento tarifário à Enel SP referente ao encargo de conexão pago, conforme solicita a 
Distribuidora. 
26. 
Diante do exposto, para cada caso foi observado a regra vigente à época da assinatura dos 
respectivos termos aditivos ao CCT nº 010/2000, bem como o tipo de obra implantada. A Tabela 2 
apresenta um resumo da análise efetuada. 
Tabela 2: Resumo da análise dos casos 
Nº 
Termo 
Aditivo 
Data de 
Assinatura 
Análise do pleito 
1 
10º 
01/09/2007 
Obras caracterizadas como reforços e que 
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do 
processo de autorização com estabelecimento de 
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN 
nº 158, de 2005) 
2 
13º 
26/11/2009 
Obras caracterizadas como reforços e que 
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do 
processo de autorização com estabelecimento de 
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN 
nº 158, de 2005) 
3 
16º 
20º  
 22º 
01/12/2010 
19/03/2012 
03/10/2012 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve 
ser realizada. 
4 
21º 
25º 
24/08/2012 
05/08/2013 
Obras caracterizadas como reforços e que 
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do 
processo de autorização com estabelecimento de 
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN 
nº 443, de 2011)  
5 
23º 
15/12/2012 
Obras caracterizadas como reforços e que 
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do 
processo de autorização com estabelecimento de 
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN 
nº 443, de 2011) 
6 
18º 
 
26º 
 
27/05/2011 
09/01/2014 
Obras caracterizadas como reforços e que 
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do 
processo de autorização com estabelecimento de
Nº  Termo
Aditivo  Data de
Assinatura  Análise do pleito
1  10º  01/09/2007  Obras caracterizadas como reforços e que
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do
processo de autorização com estabelecimento de
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 158, de 2005)
2  13º  26/11/2009  Obras caracterizadas como reforços e que
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do
processo de autorização com estabelecimento de
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 158, de 2005)
3  16º
20º
22º  01/12/2010
19/03/2012
03/10/2012  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve
ser realizada.
4  21º
25º  24/08/2012
05/08/2013  Obras caracterizadas como reforços e que
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do
processo de autorização com estabelecimento de
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 443, de 2011)
5  23º  15/12/2012  Obras caracterizadas como reforços e que
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do
processo de autorização com estabelecimento de
RAP, de acordo com norma vigente à época (REN
nº 443, de 2011)
6  18º
26 º  27/05/2011
09/01/2014  Obras caracterizadas como reforços e que
deveriam ter sido informadas à ANEEL dentro do
processo de autorização com estabelecimento de
Termo
Aditivo
Data de
Assinatura

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

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32. 
Durante a instrução do Processo, a PF/ANEEL foi consultada sobre eventual óbice jurídico 
para o reconhecimento de RAP e cobrança retroativa, especialmente a ocorrência de preclusão, 
decadência ou prescrição para a implementação do referido direito nos casos concretos mencionados na 
Tabela 2. 
33. 
A PF/ANEEL conclui que “não há óbice jurídico à possibilidade de reconhecimento de 
receita, decorrente da adequação dos CCTs firmados com a ISA-CTEEP, nos reajustes tarifários da Enel 
Eletropaulo. Conclui-se, ainda, que a pretensão de ressarcimento da distribuidora baseia-se no princípio 
que veda o enriquecimento sem causa e, portanto, deve observar o prazo prescricional de 3 anos, previsto 
no § 3º do art. 206 do Código Civil”. 
34. 
Finalizou esclarecendo que “...o requerimento administrativo apresentado pela Enel 
Eletropaulo por meio da correspondência EM/VPA/GRE 0005/19 é uma causa interruptiva da prescrição, 
razão pela qual o reconhecimento do direito ao repasse pode retroagir a até três anos anteriores à data 
de seu protocolo na ANEEL”. 
II.4 - Dos encaminhamentos  
35. 
Diante de todo o exposto, conclui-se que, dentre as obras realizadas pela ISA CTEEP e 
apresentadas pela Enel SP em seu pedido, algumas deveriam, conforme tabela 2, e segundo 
regulamentação vigente à época, serem informadas à ANEEL de modo a possuírem RAP homologada, 
possibilitando o reconhecimento de tais custos nos processos de revisão tarifária da Distribuidora. 
36. 
A partir dessa conclusão e do entendimento exarado pela PF/ANEEL, faz-se necessário 
atuar em duas frentes: (i) regularização da situação daqui para frente; e (ii) reconhecimento do direito de 
ressarcimento dos encargos pagos pela Distribuidora. 
37. 
Para o tratamento da regularização dos ativos daqui para frente é preciso que sejam 
cumpridas as seguintes etapas pelos Agentes e entidades envolvidas: 
i. 
A ISA CTEEP deve cadastrar todas as obras elencadas na tabela 2, com exceção da obra nº 3, 
no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços (“SGPMR”) e solicitar a 
consolidação dessas obras pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS”);

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ii. 
O ONS deverá encaminhar para a ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação das obras 
para que esta Agência proceda com processo de autorização; 
iii. 
Após a autorização das obras pela ANEEL, a ISA CTEEP deverá registrar as datas de entrada em 
operação e o atendimento aos requisitos dos Procedimentos de Rede em sistema 
computacional do ONS, conforme disposto no Módulo 3 das Regras de Transmissão de Energia 
Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, aprovado pela Resolução normativa nº 905, de 2020; 
iv. 
A ISA CTEEP, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da RAP, deverá 
informar, de forma destacada, as datas de integração, conforme relatório de integração do 
ONS e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos Procedimentos de Regulação 
Tarifária (“PRORET”), das obras relacionadas na tabela 2, com exceção da obra nº 3 da referida 
tabela; e 
v. 
A ANEEL estabelecerá o valor de parcela adicional de RAP considerando tanto para o prazo de 
amortização quanto para o investimento a vida útil remanescente dos ativos; 
38. 
Com relação ao reconhecimento do direito de ressarcimento pelos valores de encargos de 
conexão pagos pela Distribuidora, a PF/ANEEL destacou a necessidade de se observar o prazo 
prescricional de 3 anos, previsto no § 3º do art. 206 do Código Civil, devendo retroagir até 3 anos 
anteriores à data de protocolo do requerimento da Distribuidora na ANEEL. 
39. 
Assim, para o estabelecimento do montante a título de ressarcimento, faz-se necessário 
estabelecer algumas premissas que permitam a correta operacionalização da questão: 
a. A ANEEL calculará o valor de ressarcimento devido à Enel SP para incluir, conforme 
regulamentação setorial, no seu processo tarifário; 
b. O ressarcimento devido deverá compreender o período de 29 de março de 2016 até a data da 
regularização da situação, ou seja, até a data de entrada em operação comercial definida no 
processo de homologação de RAP para essas obras no processo de reajuste anual das 
transmissoras, sendo que o valor calculado a título de ressarcimento não será o valor 
efetivamente pago pela Distribuidora, mas sim o valor regulatório homologado retroagindo no 
tempo e limitado ao referido período; e

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c. Caso alguma dessas obras não possua mais vida útil regulatória remanescente quando da sua 
regularização, o ressarcimento devido deverá compreender o período de 29 de março de 2016 
até a data que estabelece o final da vida útil regulatória, tendo como referência que a data de 
entrada em operação das obras é aquela disposta nos termos aditivos ao CCT. 
III. 
D I R E I T O 
40. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos legais e normativos: 
Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999, na Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 
2004, na Resolução Normativa nº 68, de 8 de junho de 2004, na Resolução Normativa nº 158, de 25 de 
maio de 2005 e na Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011, e na Resolução Normativa nº 
905, de 8 de dezembro de 2020.  
IV. 
D I S P O S I T I V O 
41. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.002124/2019-33, voto por DAR 
PARCIAL PROVIMENTO ao Requerimento Administrativo interposto pela Eletropaulo Metropolitana 
Eletricidade de São Paulo S.A - Enel Distribuição São Paulo para: (i) DETERMINAR que a ISA CTEEP, no 
prazo de 30 dias, cadastre todas as obras elencadas na tabela 2, com exceção da obra nº 3, no Sistema de 
Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços (“SGPMR”) e solicite a consolidação dessas obras pelo 
ONS; (ii) DETERMINAR que o ONS encaminhe para a ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação dessas 
obras, para autorização por parte da ANEEL; (iii) DETERMINAR que a ISA CTEEP, dentro do processo 
ordinário de reajuste para homologação da RAP, informe, de forma destacada, as datas de integração 
conforme relatório de integração do ONS e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (“PRORET”) das obras relacionadas na tabela 2 do presente Voto, 
com exceção da obra nº 3; (iv) DETERMINAR que a Superintendência de Concessões, Permissões e 
Autorizações de Transmissão e Distribuição (“SCT”) estabeleça a parcela de Receita Anual Permitida 
(“RAP”) para essas obras, observando as premissas estabelecidas no item II.4 deste Voto; e (v)

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DETERMINAR que a Superintendência de Gestão Tarifária (“SGT”) calcule o valor devido à título de 
ressarcimento à Enel SP, na forma a ser indicada pela SCT com base no período e nas premissas trazidas 
no item II.4 deste Voto, e inclua esse valor no processo tarifário da Distribuidora, conforme previsto na 
regulamentação setorial. 
Brasília, 07 de dezembro de 2021. 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor