VOTO 
PROCESSOS: 48500.001830/2019-68. 
INTERESSADOS: Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL 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 Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL 
com vistas ao reconhecimento dos encargos de conexão firmados por meio de CCT entre a 
transmissora ISA CTEEP e distribuidoras do Grupo CPFL (CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa, CPFL 
Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Sul Paulista, CPFL Santa Cruz) sem estabelecimento de Receita Anual 
Permitida - RAP. 
I. RELATÓRIO 
1. 
A Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL protocolou na ANEEL várias 
correspondências1 onde alega que entre os anos de 2007 e 2015 diversos CCTs firmados entre a 
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – ISA CTEEP e as distribuidoras do grupo 
CPFL foram alterados em decorrência da necessidade de instalação de novos equipamentos sem a 
existência de de Receita Anual Permitida – RAP homologada que contemplasse tais equipamentos. 
2. 
Em de 23 de agosto de 2017, a Superintendência de Concessões, Permissões e 
Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT, por meio do Memorando nº 0195/2017-
SCT/ANEEL, solicitou manifestação da SRT a respeito da necessidade de estabelecimento de parcela 
adicional de RAP referente a implantação dos sistemas de medição e que estavam sendo pagos pela 
distribuidora por meio de CCT.  
 
1 CARTA nº 016/RR/LESTE PAULISTA/2017 (SIC nº 48513.009164/2017-00); CARTA nº 016/RR/CPFL MOCOCA/2017 (SIC 
nº 48513.009167/2017-00), CARTA nº 150/RR/CPFL PAULISTA/2017 (SIC nº 48513.030809/2017-00), CARTA nº 
061/RR/CPFL PIRATININGA/2017 (SIC nº 48513.030806/2017-00); CARTA n° 020/RR/CPFL SANTA CRUZ/2017 (SIC nº 
48513.009161/2017-00) e CARTA n° 014/RR/ SUL PAULISTA/2017 (SIC nº 48513.009157/2017-00).

3. 
Em resposta, a SRT emitiu o Memorando nº 114/2017-SRT/ANEEL, de 09 de outubro 
de 2017, manifestando pela necessidade de estabelecimento pela ANEEL dos encargos de conexão 
que constam nos CCT, de acordo com os procedimentos regularmente adotados pela SCT e pela 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
4. 
Em 21 de setembro de 2018, por meio da correspondência nº 022/RR/CPFL 
ENERGIA/20182, a CPFL apresentou detalhamentos acerca dos aditivos contratuais estabelecidos 
entre a ISA CTEEP e as distribuidoras do grupo. 
5. 
Em 25 de março de 2019, por meio da correspondência CT/RR/413/20193, a ISA 
CTEEP, em resposta ao Ofício nº 019/2019-SRT/ANEEL, apresentou suas contra argumentações em 
relação ao pleito da CPFL e de outras distribuidoras que apresentaram pleito semelhante quanto ao 
estabelecimento de receita para valores cobrados por meio de CCTs referente a reforços 
implantados pela transmissora. 
6. 
Em 10 de abril de 2019, foi realizada reunião4 na ANEEL com representantes das 
distribuidoras CPFL, Elektro Redes S.A – Elektro e Energisa Sul Sudeste – ESS, além de representantes 
da SRT a fim de esclarecimento e discussão acerca dos pleitos apresentados pelas distribuidoras 
relacionados aos CCTs firmados com a ISA CTEEP sem estabelecimento de RAP, e suas 
consequências. 
7. 
Em 27 de dezembro de 2019, através da Nota Técnica nº 99/2019–SRT/ANEEL, a área 
técnica recomendou: 
i. deferir parcialmente o pedido da CPFL, no sentido de conhecer o 
enquadramento regulatório proposto na Tabela 2, com consequente 
necessidade de adequação dos seguintes aditivos contratuais 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 das distribuidoras do Grupo 
CPFL; 
 
2 Documento SIC nº 48513.031023/2018-00. 
3 Documento SIC nº 48512.003760/2019-00. 
4 Documento SIC nº 48552.000302/2019-00.

ii. a análise da SCT e da SGT, acerca da viabilidade, das condições e dos 
procedimentos necessários à eventual reconhecimento de receita e cobrança 
retroativa referente às implantações de obras mencionadas; 
iii. o encaminhamento do processo para SFE com vistas a verificação de eventual 
cobrança em duplicidade referente a obras já remuneradas por meio de RAP 
adicional. 
8. 
Em 01 de julho de 2020 e 02 de julho de 2020, foram realizadas reuniões5 na ANEEL 
com representantes da distribuidora Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL, além de 
representantes da ISA CTEEP, SRT, SGT e SCT a fim de tratar questões atinentes ao Requerimento 
Administrativo interposto pela CPFL, cuidando do nivelamento do estágio atual de instrução 
processual pelos representantes da Agência e da apresentação de percepções, contornos 
regulatórios e dúvidas dos encaminhamentos por parte dos profissionais da CPFL. 
9. 
Em 27 de julho de 2020, minha assessoria, por meio do Memorando nº 230/2020–
ASD/ANEEL6, 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 CPFL. 
10. 
Em 28 de julho de 2020, a ISA CTEEP protocolou a carta nº CT/RA/1117/2020 
apresentando sua manifestação com relação ao pleito da CPFL e ao posicionamento exarado pela 
SRT. 
11. 
Em 
31 
de 
agosto 
de 
2020, 
a 
PF/ANEEL 
emitiu 
o 
Parecer 
nº 
00280/2020/PFANEEL/PGF/AGU7, 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. 
 
5 Documento SIC nº 48575.003134/2020-00 e Documento SIC nº 48575.003253/2020-00. 
6 Documento SIC nº 48575.003529/2020-00. 
7 Documento SIC nº 48516.002179/2020-00.

12. 
Em 5 de maio de 20218, foi realizada reunião entre minha assessoria, a SRT e os 
representantes da CPFL, onde foram tratadas questões adicionais relativas ao Requerimento 
Administrativo interposto pela CPFL, notadamente sobre equipamentos de medição. A CPFL alegou 
que para equipamentos de medição haveria previsão regulatória para serem considerados, nos 
termos do o § 7º do Art. 8º da REN nº 67/2004, incluído pela REN nº 248/2007.  
13. 
Em atenção as considerações alegadas na reunião, minha assessoria solicitou à SRT9, 
em 18 de maio de 2021, exame das informações apresentadas de modo a retificar ou ratificar o que 
recomendou a Nota Técnica nº 99, de 2019. 
14. 
Em resposta10, acerca do tema contestado pela CPFL, a SRT ratificou o entendimento 
exarado pela Nota Técnica nº 99/2019. 
15. 
Em 22 de julho de 202111, a CTEEP apresentou manifestação quanto aos pedidos 
apresentados pela CPFL. 
16. 
É o Relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
17. 
O presente processo trata de Requerimento Administrativo interposto pela CPFL 
quanto ao reconhecimento por meio de estabelecimento de RAP, de encargo de conexão referente 
aos CCTs firmados entre as Distribuidoras do Grupo CPFL e a transmissora ISA CTEEP. 
18. 
A tabela 1 apresenta a lista de obras que constam como objeto de Termos Aditivos 
(“TAs”) ao CCTs firmados com a ISA CTEEP, como por exemplo, adequação de proteção dos módulos 
de entrada de linha de transmissão nas subestações da transmissora associada a obra de conexão 
ou reforço no sistema, substituição de Transformadores de Potencial - TPs e Transformadores de 
Corrente - TCs da transmissora para adequação do sistema de medição de faturamento (SMF) da 
distribuidora, instalação de torre de derivação em linha de transmissão existente (DIT) para conexão 
 
8 Documento SIC nº 48575.002152/2021-00 
9 Documento SIC nº 48552.001386/2021-00 
10Documento SIC nº 48552.001386/2021-00 
11 Documento SIC nº 48513.019882/2021-00 - Carta CTEEP CT/PR/1388/2021

de subestação da distribuidora ou particulares (clientes da distribuidora) e instalação de 
Transformador em subestação da transmissora para atendimento a carga da distribuidora. 
Tabela 1: Implantação de melhoria e reforços em instalações da ISA-CTEEP nos CCT com Distribuidoras do 
Grupo CPFL. 
Nº 
Distribuidora 
Contrato 
Termo 
Aditivo 
Data de 
Assinatura 
Valor* 
(R$) 
Descrição 
1 
CPFL Leste 
Paulista, 
(atualmente CPFL 
Santa Cruz) 
052/2006 
5º 
30/03/2011 
297.000 
Torre de derivação em (DY) para conexão da SE Casa 
Branca 5 
2 
CPFL Mococa, 
(atualmente CPFL 
Santa Cruz) 
051/2006 
4º 
30/03/2011 
315.000 
Torre de derivação em (DY) para conexão da SE 
Itapetininga 9 
3 
CPFL Mococa, 
(atualmente CPFL 
Santa Cruz) 
050/2006 
3º 
14/07/2009 
776.000 
Torre de derivação em (DY) para conexão da SE 
Mococoa IV 
4 
CPFL Paulista 
041/2004 
3º 
25/07/2007 
117.000 
Adequação da proteção no módulo de entrada de linha 
138 kV Barra Bonita - Rio Claro na SE Rio Claro CTEEP 
(CPFL Paulista) 
5 
CPFL Paulista 
007/2000 
13º 
28/06/2010 
633.000 
Adequação do sistema de proteção no bay 138 kV SE 
Barra Bonita. 
 
 
6 
 
 
 
CPFL Paulista 
 
 
 
007/2000 
 
 
 
13º 
28/06/2010 
2.062.000 
Implantação de um novo módulo de entrada de linha 138 
kV na SE Barra Bonita CTEEP 
 
 
7 
 
 
 
CPFL Paulista 
 
 
 
007/2000 
 
 
 
11º 
07/05/2009 
9.018.000 
Adequação do SMF (substituição de TP's e TCs) nas SEs 
Araraquara, Bauru, Barra Bonita, Botucatu, Mogi Mirim II, 
Penápolils, Promissão, Ribeirão Preto, Santa Bárbara D 
'Oeste, São Carlos II, Valparaiso. 
 
 
8 
 
 
 
CPFL Paulista 
 
 
 
007/2000 
14º e 17º 
14/02/2011 
235.000 
Substituição TP e Instalação de TC - SE de Valparaíso
            
      Termo  Data de  Valor*  
Nº  Distribuidora  Contrato        Descrição
      Aditivo  Assinatura  (R$)  
            
            
1  CPFL Leste
Paulista,
(atualmente CPFL
Santa Cruz)  052/2006  5º  30/03/2011  297.000  Torre de derivação em (DY) para conexão da SE Casa
Branca 5
2  CPFL Mococa,
(atualmente CPFL
Santa Cruz)  051/2006  4º  30/03/2011  315.000  Torre de derivação em (DY) para conexão da SE
Itapetininga 9
3  CPFL Mococa,
(atualmente CPFL
Santa Cruz)  050/2006  3º  14/07/2009  776.000  Torre de derivação em (DY) para conexão da SE
Mococoa IV
4  CPFL Paulista  041/2004  3º  25/07/2007  117.000  Adequação da proteção no módulo de entrada de linha
138 kV Barra Bonita - Rio Claro na SE Rio Claro CTEEP
(CPFL Paulista)
5  CPFL Paulista  007/2000  13º  28/06/2010  633.000  Adequação do sistema de proteção no bay 138 kV SE
Barra Bonita.
6  CPFL Paulista  007/2000  13º  28/06/2010  2.062.000  Implantação de um novo módulo de entrada de linha 138
kV na SE Barra Bonita CTEEP
7  CPFL Paulista  007/2000  11º  07/05/2009  9.018.000  Adequação do SMF (substituição de TP's e TCs) nas SEs
Araraquara, Bauru, Barra Bonita, Botucatu, Mogi Mirim II,
Penápolils, Promissão, Ribeirão Preto, Santa Bárbara D
'Oeste, São Carlos II, Valparaiso.
8  CPFL Paulista  007/2000  14º e 17º  14/02/2011  235.000  Substituição TP e Instalação de TC - SE de Valparaíso

9 
 
 
 
CPFL Paulista 
 
 
 
007/2000 
14º e 17º 
14/02/2011 
465.000 
Substituição TP e Instalação de TC - SE Penápolis 
 
 
10 
 
 
 
CPFL Paulista 
 
 
 
041/2004 
 
 
 
4º 
19/09/2008 
485.000 
Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão 
do ramal Iacanga a LT Catanduva-lbitinga C1 e C2 138 kV. 
 
 
11 
 
 
 
CPFL Paulista 
 
 
 
041/2004 
 
 
 
6º 
17/04/2009 
460.000 
Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão 
do ramal Bariri a LT Ibitinga - Bariri C1 e C2 138 kV. 
 
 
12 
 
 
 
CPFL Paulista 
 
 
 
007/2000 
 
 
 
19º 
27/07/2012 
330.000 
Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão 
do ramal Doosan-Dabo a LT Santa Bábara D'oeste - Mogi 
Mirim II 138kV. 
 
 
13 
 
 
 
CPFL Piratininga 
 
 
 
017/2002 
 
 
 
8º 
24/08/2007 
6.456.000 
Adequação da proteção nos módulos de entrada de linha 
88 kV Baixada Santista CTEEP - Henry Borden c3 e c4 
 
 
 
14 
 
 
 
CPFL Piratininga 
 
 
 
17/2002 
 
 
 
10º 
 
 
 
07/05/2009 
 
 
 
5.443.000 
Adequação do sistema de medição para faturamento 
substituição de TPs e TCs 
 
 
15 
 
 
 
CPFL Piratininga 
 
 
 
17/2002 
 
 
 
12º 
 
 
 
10/08/2010 
 
 
 
5.443.000 
Adequação do sistema de medição para faturamento 
substituição de TPs e TCs 
 
 
16 
 
 
 
CPFL Piratininga 
 
 
 
040/2004 
 
 
 
3º 
 
 
 
25/09/2007 
 
 
 
501.000 
Torre de derivação em (DY) para conexão do consumidor 
Zancheta 
 
 
17 
 
 
 
CPFL Piratininga 
 
 
 
040/2004 
 
 
 
5º 
 
 
 
25/09/2007 
 
 
 
455.000 
Torre de derivação em (DY) para conexão do consumidor 
Zancheta 
 
 
18 
 
 
 
CPFL Piratininga 
18 
 
 
 
29/01/2002 
 
 
 
2.173.000 
Instalação de TR 15/20 MWA, cubículos alimentadores e 1 
cubículo geral BT de classe 15 kVA (conexão da Piratininga 
na SE Vicente de Carvalho)
9  CPFL Paulista  007/2000  14º e 17º  14/02/2011  465.000  Substituição TP e Instalação de TC - SE Penápolis
10  CPFL Paulista  041/2004  4º  19/09/2008  485.000  Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão
do ramal Iacanga a LT Catanduva-lbitinga C1 e C2 138 kV.
11  CPFL Paulista  041/2004  6º  17/04/2009  460.000  Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão
do ramal Bariri a LT Ibitinga - Bariri C1 e C2 138 kV.
12  CPFL Paulista  007/2000  19º  27/07/2012  330.000  Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão
do ramal Doosan-Dabo a LT Santa Bábara D'oeste - Mogi
Mirim II 138kV.
13  CPFL Piratininga  017/2002  8º  24/08/2007  6.456.000  Adequação da proteção nos módulos de entrada de linha
88 kV Baixada Santista CTEEP - Henry Borden c3 e c4
14  CPFL Piratininga  17/2002  10º  07/05/2009  5.443.000  Adequação do sistema de medição para faturamento
substituição de TPs e TCs
15  CPFL Piratininga  17/2002  12º  10/08/2010  5.443.000  Adequação do sistema de medição para faturamento
substituição de TPs e TCs
16  CPFL Piratininga  040/2004  3º  25/09/2007  501.000  Torre de derivação em (DY) para conexão do consumidor
Zancheta
17  CPFL Piratininga  040/2004  5º  25/09/2007  455.000  Torre de derivação em (DY) para conexão do consumidor
Zancheta
18  CPFL Piratininga  18    29/01/2002  2.173.000  Instalação de TR 15/20 MWA, cubículos alimentadores e 1
cubículo geral BT de classe 15 kVA (conexão da Piratininga
na SE Vicente de Carvalho)

19 
CPFL Santa Cruz 
 
 
 
005/2000 
 
 
 
7º 
 
 
 
17/02/2009 
 
 
 
3.043.000 
Substituição dos transformadores de instrumentos (TPs e 
TCs) nas subestações Chavantes e Jurumirim 
*Valor informado pela CPFL em seu pedido. 
19. 
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 
20. 
Para avaliar o pleito da Requerente, a SRT segregou sua análise por período, de 
acordo com a regulamentação vigente quando da assinatura dos respectivos termos aditivos, 
conforme será detalhado na sequência. 
21. 
Dentre os casos reclamados, quatro foram classificados pela CPFL em sua 
correspondência como obras de conexão ou reforço no sistema, são eles: Caso “4”; Caso “5”; Caso 
“6” e Caso “13”. 
22. 
O caso “4” é tratado no 3º Termo Aditivo (TA), firmado em julho de 2007, do CCT nº 
041/2004 e refere-se à adequação da proteção no módulo de entrada de linha 138 kV Barra Bonita 
- Rio Claro na SE Rio Claro. Essa obra esteve associada a conexão da nova SE Brotas (CPFL Paulista) 
na DIT linha 138 kV Rio Claro I - Barra Bonita. Segundo informou a CPFL, durante o processo de 
acesso da nova SE Brotas da CPFL Paulista em dupla derivação a transmissora informou a 
necessidade de instalação na SE Rio Claro I de relés de verificação de tensão do esquema de 
religamento automático da linha, em função da existência de PCHs com potência em torno de 1 
MW, conectadas nos alimentadores de distribuição (13,8 kV) da nova SE Brotas CPFL. 
23. 
Os casos “5” e “6” são tratados nos 13º TA, firmado em junho de 2010, do CCT 
007/2000, e versam da instalação de um novo módulo de entrada de linha em 138 kV na SE Barra 
Bonita CTEEP, além da adequação do modulo de entrada de linha em 138 kV existente na SE Barra 
Bonita CTEEP. Tais obras foram oriundas da necessidade de duplicação de LT em 138 kV em virtude 
do aumento de exportação da Usina da Barra. Também foi determinado a necessidade de
19  CPFL Santa Cruz  005/2000  7º  17/02/2009  3.043.000  Substituição dos transformadores de instrumentos (TPs e
TCs) nas subestações Chavantes e Jurumirim

adequação do sistema de proteção no modulo de entrada de linha 138 kV existente na SE Barra 
Bonita CTEEP, para possibilitar o aumento de exportação da Usina da Barra. 
24. 
Cumpre-se destacar que, embora a Resolução Normativa nº 15812, de 2005, segundo 
o texto vigente à época das assinaturas (com alterações dadas pela Resolução Normativa nº 242 de 
7 de dezembro de 2006) não explicitasse o que seria considerado como “entrada de linha”, a SRT 
concluiu, no que concordo, que a própria definição de módulo de manobra é suficiente para o 
enquadramento dos casos “4”, “5” e “6” como reforços e, segundo o que preceitua o §1º do art. 4º, 
deveriam constar na “Proposta Anual de Ampliações e Reforços”, para serem implementados 
mediante autorização específica. 
 
12 “Art. 4º São classificadas como Reforços: 
I- instalação de transformador ou equipamento de compensação de potência reativa com os respectivos Módulos de Manobra, para 
aumento da capacidade de transmissão ou provimento de potência reativa; 
II- recapacitação, repotenciação ou reconstrução de linhas de transmissão, para aumento de capacidade operativa; 
III- instalação de equipamentos para adequação ou complementação do Módulo de Manobra ou das Instalações de Infra-Estrutura 
da Subestação, em função de alteração da configuração da rede elétrica; 
IV- substituição de equipamentos do Módulo de Manobra ou das Instalações de InfraEstrutura da Subestação, por superação das 
respectivas capacidades normatizadas; 
V- substituição de equipamentos do Módulo de Manobra, para adequação à capacidade de transmissão contratada, observado o 
disposto no art. 7º da Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004; 
VI- instalação de Sistemas Especiais de Proteção - SEP, abrangendo os Esquemas de Controle de Emergência - ECE, os Esquemas 
de Controle de Segurança - ECS e as proteções de caráter sistêmico; 
VII- instalação ou substituição de sistema de oscilografia digital de longa duração; 
VIII- remanejamento de equipamentos de transmissão para uso em outros pontos da Rede Básica ou das Demais Instalações de 
Transmissão; e 
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.”

25. 
Já o caso “13” foi tratado no 8º TA, firmado em agosto de 2007, e diz respeito a 
adequação da proteção nos módulos de entrada de linha em 88kV, vinculada aos circuitos c3 e c4 
da LT Baixada Santista – Henry Borden, para atendimento ao crescimento de mercado da 
distribuidora. Quanto a esse caso informa-se que a instalação de dois novos bays de linha 88 kV na 
SE Baixada Santista CTEEP foram autorizados por meio da Resolução Autorizativa nº 19713, de 04 de 
maio de 2004.  
26. 
Considerando que essa implantação já foi contemplada em ato autorizativo e que 
serve exclusivamente à CPFL, já é remunerada via encargo de conexão e identificada no Sistema de 
Gestão das Instalações de Transmissão – SIGET da ANEEL sob o código “IdeRct” 100414, entendo, 
em conformidade com a SRT, não ser cabível nenhuma cobrança adicional por parte da transmissora 
à concessionária de Distribuição. 
27. 
Verificam-se seis 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 “7”, “8”, “9”, 
“14”, “15” e “19”.  
28. 
Os casos “7”, “8” e “9” referem-se ao CCT nº 007/2000, firmado entre a ISA CTEEP e 
a então CPFL Paulista. Essas obras são tratadas em termos aditivos ao contrato e versam de 
substituição de TPs e TCs de 145 e 92 kV para adequação dos sistemas de medição a regulamentação 
vigente. No 11º TA são descritas obras referentes ao caso “7” nas Subestações Araraquara, Bauru, 
Barra Bonita, Botucatu, Mogi mirim Barra Bonita, Botucatu, Mogi Mirim II, Penápolis, Promissão, 
Ribeirão Preto, Santa Bárbara D’oeste, São Carlos II e Valparaíso.  
29. 
Os casos “8” e “9” encontram-se descritos nos 14º e no 17º TA e também versam da 
substituição de TPs e TCs de 72 kV e de 15kV para adequação dos sistemas de medição à 
regulamentação vigente em virtude de alterações na rede decorrentes de obras para atender o 
 
13 “Art. 3° Deverá a CTEEP implantar reforços nas instalações de conexão para atendimento às concessionárias de distribuição, 
conforme especificação: 
(...) 
III – instalação de dois módulos de entrada de linha, em 88 kV, arranjo barra dupla, para as linhas de transmissão em 88 kV Baixada 
Santista / Henry Borden, circuitos 5 e 6, na Subestação Baixada Santista, localizada no Município de Cubatão, estabelecendo como 
limite a data de 31 de março de 2006 para início de operação comercial; 
(...) ”

crescimento de mercado da distribuidora. Neste caso as obras foram realizadas nas subestações 
Penápolis e Valparaíso.  
30. 
O CCT nº 017/2002, firmado entre a ISA CTEEP e a então CPFL Piratininga, abrange os 
casos “14” e “15” nos respectivo 10º e 12º TA. Nesses a transmissora e a distribuidora acordaram a 
substituição de TPs e TCs de 362 kV, 145 kV e 15 kV nas subestações Bom Jardim, Vicente de 
Carvalho, Oeste e Baixada Santista.  
31. 
Por fim, o caso “19” encontra-se no 7º TA do CCTnº 005/200, firmado entre a ISA 
CTEEP e a CPFL Santa Cruz e também trata da substituição de TPs e TCs nas tensões de 145 kV e 92,5 
kV nas subestações Chavantes e Jurumirim.  
32. 
O TAs dos contratos mencionados nessa seção foram todos assinados entre fevereiro 
de 2009 e fevereiro de 2011, portanto durante a vigência da Resolução Normativa nº 248, de 2007 
e possuem o mesmo padrão onde são definidos inclusive os valores dos encargos a serem cobrados, 
bem como qual o índice e a periodicidade de atualização desses valores. A CPFL, por sua vez, 
argumenta em seu pedido não deter a gestão para a implantação de tais adequações para atender 
a regulamentação, tanto em relação aos custos incorridos quanto aos prazos de implantação. 
33. 
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’.”

34. 
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.  
35. 
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.  
36. 
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.”  
37. 
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 dos casos “7”, “8”, “9”, “14”, “15” e “19” são de responsabilidade das distribuidoras 
do grupo CPFL, que deveriam alocálos dentre as atividades para eventual reconhecimento em 
revisão tarifária.

38. 
Assim, para esses casos, 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 CPFL de 
eventuais diferenças aos valores já cobrados nem, tampouco, definição de RAP para a ISA CTEEP 
que corresponda a reconhecimento tarifário à CPFL referente ao encargo de conexão pago, 
conforme solicita a Distribuidora. 
39. 
Ressalta-se que boa parte das obras mencionadas pela CPFL em sua carta são de 
instalação de torre de derivação em linha de transmissão existente para atender a distribuidora (ou 
diretamente algum consumidor da distribuidora). Na tabela 1 esses são os casos “1”, “2”, “3”, “10”, 
“11”, “12”, “16” e “17”. Para analisar esses casos há de se pontuar dois aspectos. O primeiro aspecto 
diz respeito às modificações sofridas pela regulamentação durante o período das implantações e o 
segundo aspecto é o enquadramento desse tipo de obra como reforço.  
40. 
Começando pelo primeiro aspecto, com exceção do caso “12”, todos os outros 
ocorreram durante o período de vigência da Resolução Normativa nº 158, de 2005. O que tal norma 
disciplina como reforço já foi transcrito e considerado na nota técnica. Conforme é verificado na 
norma, não há comando explícito acerca de instalação em derivação de linha de transmissão. No 
entanto, em face a definição da norma, vale salientar as características de cada uma das obras. Os 
casos “1”, “2” e “3” consistem em obras acordadas entre a ISA CTEEP e as então CPFL Leste Paulista, 
CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa, por meio de do 5º TA do CCT nº 052/2006 e do 4º TA do CCT nº 
051/2006 e do 3º TA do CCT nº 050/2006, respectivamente, em DITs de propriedade da ISA CTEEP. 
41. 
A descrição dessas obras e os marcos estabelecidos nos contratos são muito 
semelhantes, diferenciando por óbvio, pelas instalações a que se referem.  
42. 
Para o caso “1” foi instalada torre de derivação em (DY) para conexão na SE Casa 
Branca 5 em dupla derivação da linha 138 kV Limoeiro - Porto Ferreira. O TA foi assinado em março 
de 2011 e o ONS emitiu Parecer de Acesso em maio de 2011 para o referido acesso. Já para o caso 
“2” foi instalada torre de derivação em (DY) para conexão da SE Itapetininga 9 em dupla derivação 
da linha 138 kV Cerquilho III - Itapetininga II. O TA também foi assinado em março de 2011 e o ONS 
emitiu Parecer de Acesso em junho de 2011. Para o caso “3” foi instalada torre de derivação em 
(DY) para conexão da SE Mococa IV em dupla derivação da linha 138 kV Itaipava - Euclides da Cunha. 
O TA foi assinado em julho de 2009 e foi emitido Parecer de Acesso pelo ONS em dezembro de 2009.

43. 
Os casos “10”, “11” e “17”, embora também tratem de instalações de torre de 
derivação, possuem uma peculiaridade em relação aos mencionados anteriormente. Os dois 
primeiros dizem respeito aos TAs ao CCT nº 041/2004 (CPFL Paulista), que foram assinados em 19 
de setembro de 2008 e 17 de abril de 2009, respectivamente, e o terceiro ao 5º TA do CCT nº 
040/2004 (CPFL Piratininga), assinado em 30 de abril de 2009. É importante a menção a essas datas, 
porque foi nesse período que foi expedida a Resolução Normativa nº 312, de 2008.  
44. 
Antes da Resolução Normativa nº 312, de 2008, a Resolução Normativa nº 68, de 
2004, estabelecia a responsabilidade da transmissora pela implementação das instalações 
associadas a seccionamento (não derivação), inclusive os reforços e as modificações em linha de 
transmissão e seus terminais, mediante prévia autorização.  
45. 
Com as alterações oriundas da Resolução Normativa nº 31214, de 2008, foi 
estabelecido novo rito para acesso às DIT, destacando-se a modificação do § 2º do art. 2º e do caput 
do art. 3º (mantendo-se os incisos I e II, já citados). 
46. 
Verifica-se então que o pagamento dos encargos relacionados a reforços em 
instalações de uso exclusivo da distribuidora foi alterado. Antes era simplesmente atribuída a 
responsabilidade do pagamento à concessionária ou permissionária de distribuição. Com a 
alteração o pagamento do encargo restou vinculado a existência de ato autorizativo.  
47. 
Segundo alega a CPFL, as tratativas para a implantação dessas obras se iniciaram 
antes da vigência da Resolução Normativa nº 312, de 2008, que alterou os critérios para acesso a 
DIT, preconizados na Resolução Normativa nº 68, de 2004. A esse respeito a análise é que, 
independente de quando se iniciaram as tratativas, os efeitos da Resolução Normativa nº 312, de 
 
14 “Art. 2° O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, em sua proposta anual de ampliações e reforços na Rede Básica do 
Sistema Interligado Nacional – SIN, deverá incluir:  
(...)  
§ 2° Os reforços nas DIT serão de responsabilidade da concessionária de transmissão proprietária das instalações a serem 
modificadas, mediante prévia autorização, com direito à correspondente parcela adicional de Receita Anual Permitida – RAP. 
(Redação dada pela REN ANEEL Nº 312 de 06.05.2008)  
§ 3° A implementação das instalações a que se refere o inciso II deste artigo, sujeita à fiscalização da ANEEL, será de 
responsabilidade da concessionária ou permissionária de distribuição.  
Art. 3° O pagamento dos encargos dos serviços de transmissão, associados aos reforços autorizados de acordo com o art. 2°, § 2°, 
será atribuído à concessionária ou permissionária de distribuição usuária, conforme a seguir: (Redação dada pela REN ANEEL Nº 
312 de 06.05.2008).”

2008, entraram em vigor na data da sua publicação, portanto, o rito processual a ser seguido para 
os casos “10”, “11” e “17” (à semelhança dos já comentados casos “1”, “2” e “3”), devia ser o da 
norma vigente quando da assinatura do TA, ou seja, com a necessidade de prévia autorização.  
48. 
O caso “16” é objeto do CCT nº 040/2004, firmado entre a ISA CTEEP e a então CPFL 
Piratininga e que trata da instalação de torre de derivação para conexão da SE Zanchetta – 
consumidor cliente da CPFL Piratininga – em dupla derivação da linha 138 kV Cerquilho III - 
Itapetininga II (DIT de propriedade da ISA CTEEP). A assinatura do 3º TAs, que dispõe dessa 
instalação, se deu no dia 25/09/2007, portanto antes da emissão da Resolução Normativa nº 312, 
de 2008. Entretanto é importante observar que, em sendo a implementação de torre de derivação 
considerada como reforço, mesmo antes das modificações na Resolução Normativa nº 68, de 2004, 
a norma já preconizava no §2º do art. 2º, haver necessidade de prévia autorização da ANEEL, com 
o direito correspondente de parcela adicional de RAP.  
49. 
Já o caso “12” é o mais recente, dentre os listados na Tabela 1, tendo como objeto a 
instalação de torre de derivação para conexão da SE Doosan – consumidor cliente da CPFL Paulista 
– em dupla derivação da linha 138 kV Santa Barbara - Mogi Mirim II (DIT de propriedade da ISA 
CTEEP). O 19º TA do CCT nº 007/2000, que dispõe dessa instalação, foi assinado em 27 de julho de 
2012, já na vigência da Resolução Normativa nº 443, de 2011. 
50. 
Feitas essas ponderações acerca da evolução da regulamentação no período em que 
os TAs forma assinados, passa-se a avaliar o segundo aspecto levantado nessa seção. 
51. 
As obras a que se refere todos os casos listados nessa seção são implementações de 
estruturas de derivação destinadas à conexão da Distribuidora.  
52. 
Este ponto foi destacado pela ISA CTEEP em sua correspondência onde a 
Transmissora alega que “a Resolução Normativa n° 158/2005 não tratou das instalações 
relacionadas a estruturas de derivação, mas apenas de módulos de manobra” e completou 
afirmando que “em que pese haver a determinação de adequação de contratos firmados em razão 
da sua publicação, as estruturas de derivação não foram ali contempladas”.  
53. 
De fato, 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.  
54. 
Portanto esses casos enquadram-se como reforços de modo que deveriam ser 
implementados pela ISA CTEEP mediante autorização da ANEEL, com estabelecimento de receita no 
reajuste de RAP subseqüente à sua entrada em operação. 
55. 
Apenas o caso “18” trata de instalação de transformador para atendimento a carga 
da distribuidora. Esse caso está descrito no CCT nº 018/2002 e trata da substituição de 
transformador 15/20 MVA, cubículos alimentadores e 1 cubículo geral BT de classe 15 kVA (conexão 
da Piratininga na SE Vicente de Carvalho).  
56. 
Essa obra foi autorizada por meio da Resolução Autorizativa nº 2.919, de 31 de maio 
de 2011, quando da vigência da Resolução Normativa nº 158, de 2005. 
57. 
Como consequência, essa autorização foi contemplada na Resolução Homologatória 
nº 1.555, de 27 de junho de 2013, conforme consta no Anexo da Nota Técnica nº 154/2013-
SRT/ANEEL6, de 25 de junho de 2013. Assim sendo, a substituição desse transformador já consta no 
reajuste de RAP da ISA CTEEP e é remunerado via TUST-FR, conforme verifica-se na nota técnica, 
não sendo cabível nenhuma cobrança adicional por parte da transmissora à concessionária de 
Distribuição. 
II.2 - Da manifestação da ISA CTEEP 
58. 
Em sua manifestação, a ISA CTEEP inicialmente trata a respeito do cumprimento da 
regulação vigente com relação às torres de derivação, argumentando, em síntese, que:  
No que tange ao Grupo I – para o caso do termo aditivo ao CCT nº 40/2004 firmado em 
25/09/2007 (caso i), e ao Grupo II – para o caso dos termos aditivos firmados entre 
19/09/2008 e 30/03/2011 (casos ii, iii, iv, v, vi e vii), por expressa ausência de previsão legal, 
não há como enquadrar tais obras como reforço, de modo que os contratos foram firmados 
dentro dos limites permitidos pela regulação vigente, visando unicamente atender os 
interesses sistêmicos, devendo ser mantidos da forma como celebrados;

Já com relação ao Grupo III – para o caso do termo aditivo ao CCT 07/2000 firmado em 
27/02/2012 (caso viii), afirma que do mesmo modo dos contratos classificados como Grupo 
I e II, não há na Rsolução Normativa nº 443/2011 previsão de que a instalação de torres de 
derivação seja classificada como reforços. Assim, tal contrato apenas observou o que a 
regulação da época permitia, devendo ser mantido o quanto avençado entre as partes. 
59. 
Em seguida, tratando das entradas de Linha e adequação de sistemas de proteção, a 
ISA CTEEP, alega, em síntese que:  
“[...] não há que se falar em alteração ou mesmo adequação dos CCT firmados cujos objetos 
são relacionados à adequação de sistemas de proteção, visto que, embora não tenha havido 
a publicação de Resolução Autorizativa prévia à execução de tais obras, todos os 
procedimentos necessários para materializar a relação jurídica entre as partes, assim como 
a regulamentação, foram seguidos, não havendo qualquer prejuízo para qualquer das partes 
ou para o interesse público. Muito pelo contrário, uma vez que, neste caso, o interesse público 
estaria prejudicado caso as obras não se iniciassem imediatamente diante da demanda 
urgente das Distribuidoras.”. 
60. 
Por fim, com relação à instalação de transformador, a CTEEP sustentou que 
“considerando que o CCT em questão foi firmado de acordo com o quanto permitido à época de sua 
assinatura e ainda que a Resolução Autorizativa nº 2.919/2011 faz referência à substituição do 
transformador objeto do CCT assinado, não há que se falar na necessidade de qualquer adequação.”. 
II.3 - Do Parecer da Procuradoria 
61. 
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 99/2019. 
Tabela 2 - Análise do atendimento à regulamentação por obra de conexão. 
Nº 
Distribuidora 
Contrato 
Termo 
Aditivo 
Data de 
Assinatura 
Análise do pleito 
1 
CPFL Leste Paulista, 
(atualmente CPFL 
Santa Cruz) 
052/2006 
5º 
30/03/2011 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas 
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma 
vigente à época (REN 158/2005)
          
      Termo  Data de  
Nº  Distribuidora  Contrato      Análise do pleito
      Aditivo  Assinatura  
          
          
1  CPFL Leste Paulista,
(atualmente CPFL
Santa Cruz)  052/2006  5º  30/03/2011  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 
CPFL Sul Paulista, 
(atualmente CPFL 
Santa Cruz) 
051/2006 
4º 
30/03/2011 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas 
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma 
vigente à época (REN 158/2005) 
3 
CPFL Mococa 
(atualmente CPFL 
Santa Cruz) 
050/2006 
3º 
14/07/2009 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas 
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma 
vigente à época (REN 158/2005) 
4 
CPFL Paulista 
041/2004 
3º 
25/07/2007 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser 
realizada. 
5 
CPFL Paulista 
007/2000 
13º 
28/06/2010 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas 
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma 
vigente à época (REN 443/2011) 
6 
CPFL Paulista 
007/2000 
13º 
28/06/2010 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas 
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma 
vigente à época (REN 158/2005) 
7 
CPFL Paulista 
007/2000 
11º 
07/05/2009 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser 
realizada. 
8 
CPFL Paulista 
007/2000 
14º e 17º 
14/02/2011 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser 
realizada. 
9 
 
CPFL Paulista 
 
007/2000 
14º e 17º 
 
14/02/2011 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser 
realizada. 
 
10 
CPFL Paulista 
041/2004 
4º 
19/09/2008 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo 
com norma vigente à época (REN 158/2005) 
 
11 
CPFL Paulista 
041/2004 
6º 
17/04/2009 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo 
com norma vigente à época (REN 158/2005) 
 
12 
CPFL Paulista 
007/2000 
19º 
27/07/2012 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo 
com norma vigente à época (REN 443/2011) 
 
13 
CPFL Piratininga 
007/2000 
8º 
24/08/2007 
Obra autorizada pela ANEEL, conforme REA 
197/2004, não sendo cabível nenhuma cobrança 
adicional por parte da transmissora à concessionária 
de Distribuição 
 
14 
CPFL Piratininga 
017/2000 
10º 
07/05/2009 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser 
realizada. 
 
15 
CPFL Piratininga 
017/2000 
12º 
10/08/2010 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser 
realizada. 
 
16 
CPFL Piratininga 
040/2004 
3º 
25/09/2007 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo 
com norma vigente à época (REN 158/2005) 
 
17 
CPFL Piratininga 
040/2004 
5º 
30/04/2009 
Obras objeto do contrato deveriam ter sido 
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo 
com norma vigente à época (REN 158/2005) 
 
18 
CPFL Piratininga 
 
18 
 
29/01/2002 
Obra autorizada pela ANEEL, conforme REA 
2.119/2011, não sendo cabível nenhuma cobrança 
adicional por parte da transmissora à concessionária 
de Distribuição
2  CPFL Sul Paulista,
(atualmente CPFL
Santa Cruz)  051/2006  4º  30/03/2011  Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
vigente à época (REN 158/2005)
3  CPFL Mococa
(atualmente CPFL
Santa Cruz)  050/2006  3º  14/07/2009  Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
vigente à época (REN 158/2005)
4  CPFL Paulista  041/2004  3º  25/07/2007  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
5  CPFL Paulista  007/2000  13º  28/06/2010  Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
vigente à época (REN 443/2011)
6  CPFL Paulista  007/2000  13º  28/06/2010  Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas
à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
vigente à época (REN 158/2005)
7  CPFL Paulista  007/2000  11º  07/05/2009  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
8  CPFL Paulista  007/2000  14º e 17º  14/02/2011  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
9  CPFL Paulista  007/2000  14º e 17º  14/02/2011  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
10  CPFL Paulista  041/2004  4º  19/09/2008  Obras objeto do contrato deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 158/2005)
11  CPFL Paulista  041/2004  6º  17/04/2009  Obras objeto do contrato deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 158/2005)
12  CPFL Paulista  007/2000  19º  27/07/2012  Obras objeto do contrato deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 443/2011)
13  CPFL Piratininga  007/2000  8º  24/08/2007  Obra autorizada pela ANEEL, conforme REA
197/2004, não sendo cabível nenhuma cobrança
adicional por parte da transmissora à concessionária
de Distribuição
14  CPFL Piratininga  017/2000  10º  07/05/2009  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
15  CPFL Piratininga  017/2000  12º  10/08/2010  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
16  CPFL Piratininga  040/2004  3º  25/09/2007  Obras objeto do contrato deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 158/2005)
17  CPFL Piratininga  040/2004  5º  30/04/2009  Obras objeto do contrato deveriam ter sido
informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 158/2005)
18  CPFL Piratininga  18    29/01/2002  Obra autorizada pela ANEEL, conforme REA
2.119/2011, não sendo cabível nenhuma cobrança
adicional por parte da transmissora à concessionária
de Distribuição

19 
CPFL Santa Cruz 
005/2000 
7º 
17/02/2009 
Procedimento realizado em concordância com a 
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser 
realizada. 
62. 
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 
CPFL. 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.”. 
63. 
Finalizou esclarecendo que “[...] os diversos requerimentos administrativos 
apresentados pela CPFL são causas interruptivas da prescrição, razão pela qual o reconhecimento 
do direito ao repasse pode retroagir a até três anos anteriores à data de seus protocolos na ANEEL.”. 
 
II.4 - Dos encaminhamentos  
64. 
Diante de todo o exposto, conclui-se que, dentre as obras realizadas pela ISA CTEEP 
e apresentadas pela CPFL em seu pedido, algumas deveriam, segundo regulamentação vigente à 
época, serem informadas à ANEEL de modo a possuírem RAP homologada possibilitando o 
reconhecimento de tais custos nos processos revisão tarifária da Distribuidora. Outras duas foram 
objeto de ato autorizativo e já possuem RAP adicional homologada, de forma que a remuneração 
referente a elas já se encontra na base da transmissora, conforme enquadramento regulatório 
proposto na Tabela 2. 
65. 
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. 
66. 
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”);
19  CPFL Santa Cruz  005/2000  7º  17/02/2009  Procedimento realizado em concordância com a
regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.

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; 
67. 
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. 
68. 
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 CPFL 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 
69. 
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. DISPOSITIVO 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.001830/2019-68, voto por DAR PARCIAL 
PROVIMENTO ao Requerimento Administrativo interposto pela Companhia Paulista de Força e Luz 
– CPFL para: (i) DETERMINAR que a ISA CTEEP, no prazo de 30 dias, cadastre todas as obras 
elencadas na tabela 2, 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; (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; e (v) DETERMINAR que a Superintendência de 
Gestão Tarifária – SGT calcule o valor devido à título de ressarcimento à Enel CPFL, 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, 10 de maio de 2022.

(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor