FL. 1 de 8 
 
VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003114/2013-20 e 48500.003033/2013-20 
 
INTERESSADA: Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – Cteep 
 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES, PERMISSÕES E AUTORIZAÇÕES DE 
TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO – SCT 
 
ASSUNTO: Cumprimento de Decisão Judicial ajuizada pela Companhia de Transmissão de Energia Elétrica 
Paulista – Cteep, referente às Resoluções Autorizativas nos 4.359, de 2013, e 4.665, de 2014, que autorizaram 
o estabelecimento da parcela da Receita Anual Permitida – RAP referente à implantação de reforços em 
instalações de transmissão sob sua responsabilidade 
 
 
I. R E L A T Ó R I O 
A Resolução Autorizativa no 4.359, de 30 de setembro de 2013, alterada pela Resolução 
Autorizativa no 4.805, de 26 de agosto de 2014, autorizou a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica 
Paulista – Cteep a implantar reforços na Linha de Transmissão – LT 138 kV Barra Bonita – Rio Claro I e nas 
Subestações Barra Bonita, Rio Claro I e São Carlos. 
2. 
A Resolução Autorizativa no 4.665, de 20 de maio de 2014, alterada pela Resolução 
Autorizativa no 4.793, de 12 de agosto de 2014, autorizou a Cteep a implantar reforços nas Linhas de 
Transmissão – LT 138 kV Barra Bonita – Botucatu e Bariri – Barra Bonita e nas Subestações Barra Bonita, 
Botucatu e Bariri. 
3. 
Em 29 de abril de 2015, a Cteep ajuizou Ação Ordinária, Processo Judicial no 25083-
13.2015.4.01.3400, em face da ANEEL, visando anulação das Resoluções Autorizativas nos 4.359, de 2013, e 
4.665, de 2014. 
4. 
A 
Procuradoria 
Federal 
junto 
à 
ANEEL, 
por 
meio 
do 
Memorando 
no 
1211/2015/PFANEEL/PGF/AGU, de 3 de setembro de 2015, encaminhou à Superintendência de Concessões, 
Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT o Parecer de Força Executória 
00572/2015/PFANEEL/PGF/AGU, referente à Decisão Judicial proferida no Agravo Instrumento interposto pela 
Cteep, do qual transcreve-se o seguinte excerto:

FL. 2 de 8 
 
[...] determinar que a ANEEL inicie imediatamente o processo administrativo para atualização 
do Banco de Preços de Referência ANEEL, especificamente para os itens constantes dos 
reforços referentes às Resoluções Autorizativas nº 4.359/2013 e 4.665/2014, bem assim, 
paralelamente, de forma que o serviço público não sofra solução de continuidade, defiro o 
pedido subsidiário para determinar que a ANEEL emita, em até 30 (trinta) dias, novas 
Resoluções Autorizativas para implantação dos reforços das Resoluções Autorizativas nº 
4.359/2013 e 4.665/2014, a partir dos preços de mercado cotados pela CTEEP e 
apresentados nos Processos Administrativos 48500.003033/2013-20 e 48500.003114/2013-
20 (atualizados monetariamente até a data da emissão do ato administrativo), com novo 
cronograma de execução das obras e implantação dos reforços. Quanto a eventuais 
diferenças encontradas, fica, desde já a ANEEL autorizada a realizar as compensações 
devidas [...]” 
5. 
Por meio da Nota Técnica no 285/2016-SRT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016, a SCT calculou 
as parcelas de Receita Anual Permitida referentes às Resoluções Autorizativas nos 4.359, de 2013, e 4.665, de 
2014, decorrentes do cumprimento da decisão no Processo Judicial no 25083-13.2015.4.01.3400. 
6. 
Em 29 de agosto de 2016, o Processo foi distribuído, por sorteio, a esta Relatoria. 
 
 
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O 
Resolução Autorizativa no 4.359, de 2013 
7. 
A Resolução Autorizativa no 4.359, de 2013, subsidiada pela Nota Técnica1 no 208/2013-
SRT/ANEEL, estabeleceu parcela de RAP de R$ 2.712.564,32, calculada considerando o investimento, com 
redutor de REIDI e a referência de preço de junho de 2013, de a) R$ 21.050.748,30 para a reconstrução da 
Linha de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Rio Claro I e b) R$ 1.930.281,04 para reforços na subestação 
Barra Bonita. 
8. 
Em 17 de outubro de 2013, a Cteep interpôs pedido de reconsideração contra a Resolução 
Autorizativa no 4.359, de 2013, no qual solicitou à ANEEL acréscimo de R$ 20.320.221,67 no investimento da 
Linha para cálculo da parcela de RAP desse reforço, com redutor de REIDI e referência de preço de outubro 
de 2013. 
9. 
A Resolução Autorizativa no 4.805, de 2014, subsidiada pela Nota Técnica2 no 228/2014-
SRT/ANEEL, alterou a parcela de RAP para R$ 5.483.808,09, calculada considerando o investimento, com 
                                                     
1 SIC no 48552.002357/2013-00. 
2 SIC no 48552.002312/2014-00.

FL. 3 de 8 
 
redutor de REIDI e referência de preço de junho de 2013, de a) R$ 27.510.856,11 para a reconstrução da Linha 
de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Rio Claro I; b) R$ 5.933.070,95 para reforços na Subestação Barra 
Bonita; c) R$ 1.449.824,74 para reforços na subestação Rio Claro I e d) R$ 794.588,83 para reforços na 
Subestação São Carlos. 
10. 
No item 76 da Ação Ordinária no Processo Judicial no 25083-13.2015.4.01.3400, a Cteep 
reafirmou que a diferença entre o investimento considerado pela ANEEL no cálculo da RAP estabelecida na 
Resolução Autorizativa no 4.359, de 2013, e o valor de mercado orçado pela Transmissora era de R$ 
20.320.221,67. A Concessionária destacou que essa diferença fora demonstrada nos autos do Processo no 
48500.003033/2013-20. 
11. 
A SCT, ao considerar que o Pedido de Reconsideração era o único documento da 
Concessionária que tratava de diferença de valores de investimento, concluiu que a Cteep se referia ao 
investimento apresentado na Nota Técnica no 208/2013-SRT/ANEEL.   
12. 
A Superintendência observou que a Ação Ordinária da Cteep não mencionou os valores de 
investimentos para os reforços nas Subestações Barra Bonita, Rio Claro I e São Carlos. Assim, esses valores 
não foram alterados em relação aos considerados na Nota Técnica no 228/2014-SRT/ANEEL.  
Resolução Autorizativa no 4.665, de 2014 
13. 
A Nota Técnica3 no 100/2014-SRT/ANEEL, calculou parcela de RAP de R$ 5.202.075,37, 
considerando o investimento de a) R$ 19.012.198,93 para a reconstrução da Linha de Transmissão 138 kV 
Barra Bonita – Botucatu; b) R$ 3.997.768,66 para reforços na Subestação Barra Bonita; c) R$ 1.649.510,35 
para reforços na subestação Botucatu; d) R$ 10.995.846,61 para a reconstrução da Linha de Transmissão 138 
kV Barra Bonita – Bariri e e) R$ 2.533.799,71 para reforços na Subestação Bariri. A referência de preços desses 
valores é junho de 2013 e sobre esses valores foi aplicado o redutor de REIDI. 
14. 
 A Resolução Autorizativa no 4.665, de 2014, estabeleceu parcela de RAP de R$ 6.958.912,14, 
considerando o investimento, com redutor de REIDI e preços referentes a junho de 2013, de a) R$ 
24.892.400,45 para a reconstrução da Linha de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Botucatu; b) R$ 
3.732.804,91 para reforços na Subestação Barra Bonita; c) R$ 1.574.741,96 para reforços na Subestação 
                                                     
3 SIC no 48552.000601/2014-00.

FL. 4 de 8 
 
Botucatu; d) R$ 14.396.704,89 para a reconstrução da Linha de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Bariri e e) 
R$ 2.319.693,64 para reforços na Subestação Bariri. 
15. 
A Resolução Autorizativa no 4.793, de 2014, subsidiada pela Nota Técnica4 no 222/2014-
SRT/ANEEL, alterou a parcela de RAP para R$ 7.158.803,24, calculada considerando o investimento, com 
redutor de REIDI e preços referentes a junho de 2013, de a) R$ 24.892.400,45 para a reconstrução da Linha 
de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Botucatu; b) R$ 3.732.804,91 para reforços na Subestação Barra Bonita; 
c) R$ 2.891.700,08 para reforços na Subestação Botucatu; d) R$ 14.396.704,89 para a reconstrução da Linha 
de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Bariri e e) R$ 2.386.362,42 para reforços na Subestação Bariri. 
16. 
No item 75 da Ação Ordinária, a Cteep afirmou que o valor de mercado orçado pela 
Transmissora para a reconstrução da Linha de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Botucatu era de R$ 
47.117.000,00 – o estimado pela ANEEL foi de R$ 19.012.000,00 – e que o valor de mercado orçado pela 
Concessionária para a reconstrução da Linha de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Bariri era de R$ 
25.217.000,00 – o estimado pela ANEEL foi de R$ 10.996.000,00.  
17. 
A SCT, ao considerar que a Cteep comparou os valores orçados pela Transmissora com os 
considerados pela ANEEL, utilizando preços referentes a junho de 2013, e antes da aplicação do redutor de 
REIDI, concluiu que os valores informados estavam a preço de 2013 e que, após atualização para junho de 
2016, deviam ser reduzidos considerando o REIDI.  
18. 
Segundo a Superintendência, a Ação Ordinária da Cteep não mencionou os valores de 
investimentos para os reforços nas Subestações Barra Bonita, Botucatu e Bariri, portanto, esses valores não 
foram alterados em relação aos considerados na Nota Técnica no 222/2014-SRT/ANEEL.  
Cálculo dos Investimentos 
19. 
A SCT esclareceu que a Nota Técnica no 208/2013-SRT/ANEEL obtivera o valor de 
investimento da reconstrução Linha de Transmissão 138 kV Barra Bonita – Rio Claro I considerando o redutor 
de REIDI de 91,65%, porém a Resolução Homologatória no 1.706, de 8 de abril de 2014, estabelecera o redutor 
para Linhas de Transmissão de 91,90%.  
                                                     
4 SIC no 48552.002239/2014-00.

FL. 5 de 8 
 
20. 
Para o cálculo do investimento da reconstrução Linha de Transmissão 138 kV Barra Bonita – 
Rio Claro I, o valor estabelecido pela ANEEL foi atualizado pelo IPCA (índice de reajuste do Contrato de 
Concessão no 59/2001) de junho de 2013 para junho de 2016, acrescido do valor da diferença, informado pela 
Cteep em sua Ação Ordinária, atualizado pelo IPCA de outubro de 2013 para junho de 2016. Além disso, o 
redutor de REIDI foi corrigido, passando de 91,65% para 91,90%. 
21. 
A Nota Técnica no 228/2014-SRT/ANEEL obteve os valores de investimento dos reforços nas 
Subestações Barra Bonita, Rio Claro I e São Carlos considerando o redutor de REIDI de 91,44%, conforme 
Resolução Homologatória no 1.706, de 2014. Dessa forma, os investimentos obtidos foram atualizados pelo 
IPCA de junho de 2013 para junho de 2016. 
22. 
Para o cálculo do investimento da reconstrução das Linhas de Transmissão 138 kV Barra 
Bonita – Botucatu e 138 kV Barra Bonita – Bariri, o valor informado pela Cteep, na Ação Ordinária, foi atualizado 
pelo IPCA de junho de 2013 para junho de 2016. Além disso, foi aplicado o redutor de REIDI de 91,90%, 
conforme Resolução Homologatória no 1.706, de 2014. 
23. 
A Nota Técnica no 222/2014-SRT/ANEEL obteve os valores de investimento dos reforços nas 
Subestações Barra Bonita, Botucatu e Bariri considerando o valor do redutor de REIDI de 91,55%. Assim, para 
o cálculo do investimento dos reforços nessas Subestações, o valor estabelecido pela ANEEL foi atualizado 
pelo IPCA de junho de 2013 para junho de 2016, e o redutor de REIDI foi corrigido, passando de 91,55% para 
91,44%, conforme Resolução Homologatória no 1.706, de 2014. 
24. 
Para cumprimento de Decisão Judicial, a Nota Técnica no 285/2016-SRT/ANEEL não utilizou o 
Banco de Preços de Referência ANEEL. Os demais procedimentos e as metodologias adotadas pela SCT 
nessa Nota Técnica atendem ao que dispõe o Submódulo 9.7, aprovado pela Resolução Normativa no 643, de 
16 de dezembro de 2014, dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, de que trata a Resolução 
Normativa no 435, de 24 de maio de 2011, considerando os efeitos da Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013. 
25. 
A SCT observou que, os reforços são regulados pelo Contrato de Concessão no 59/2001. 
Conforme dispõe o Submódulo 9.1, aprovado pela Resolução Normativa no 553, de 4 de junho de 2013, o Custo 
Anual dos Ativos (CAA) das concessionárias com revisão periódica de toda a base de ativos, contemplando as 
parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM, ocorrerá pela soma das parcelas referentes à remuneração do capital, à 
depreciação e ao custo anual das instalações móveis e imóveis, anualizada para os períodos entre revisões.

FL. 6 de 8 
 
Assim, no cálculo do adicional de RAP foi adotado o perfil decrescente, apresentado no item 7.2 do Submódulo 
9.7. 
26. 
Em atendimento ao disposto no inciso III do art. 4o da Portaria no 274, de 19 de agosto de 2013, 
o adicional de RAP foi definido, considerando o impacto do Regime Especial de Incentivos para o 
Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI, instituído pela Lei no 11.488, de 15 de junho de 2007.  
27. 
De acordo com o Contrato de Concessão no 59/2001, a RAP a ser paga à transmissora não 
considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP e COFINS. Estes são incluídos 
pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS nos Avisos de Crédito – AVC e de Débito – AVD.  
28. 
A Tabela 1 apresenta, para os reforços em instalações objeto do Contrato de Concessão no 
59/2001, os valores de investimentos utilizados pela ANEEL, para calcular a parcela adicional de RAP, o 
percentual de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando o perfil decrescente para 
recebimento de receita e o enquadramento do Empreendimento na Resolução Normativa no 443, de 2011. 
Tabela 1 – Valores de Investimento, O&M e RAP e Enquadramento na Resolução no 443, de 2011 – 
Reforços em instalações no Contrato de Concessão no 59/2001 
Empreendimento 
Investimento 
(R$) 
O&M 
(%) 
RAP (R$) 
Resolução 
no443/2011 
LT 138 kV BARRA BONITA/ RIO CLARO I - CD 
Reconstrução de 52,8 km de linha de transmissão 138 kV 
com cabo 636 MCM e adequação dos módulos de entrada 
de linha associados 
52.104.273,35 
2,0 
7.821.594,01 
art. 3o, inciso III 
SE BARRA BONITA 
Substituir 1 disjuntor, 3 chaves seccionadoras, 3 
transformadores de corrente, 2 bobinas de bloqueio, o 
sistema de proteção e teleproteção, os cabos de controle 
e potência e as conexões de cada módulo de entrada de 
linha da LT 138 kV Barra Bonita – Rio Claro I CD 
4.136.415,12 
0,0 
582.022,01 
art. 3o, inciso III 
SE BARRA BONITA 
Complementar o Módulo de Infraestrutura Geral da SE 
Barra Bonita com a instalação de uma nova casa de 
comando e respectivo sistema de serviço auxiliar 
3.347.766,13 
2,0 
528.602,42 
art. 3o, inciso III 
SE RIO CLARO I:  
Substituir o sistema de proteção e teleproteção e os cabos 
de controle e potência de cada módulo de entrada de linha 
da LT 138 kV Barra Bonita – Rio Claro I CD. 
1.828.859,16 
0,0 
295.053,70 
art. 3o, inciso III 
SE SÃO CARLOS: 
 Substituir o sistema de proteção e teleproteção e os 
cabos de controle e potência do módulo de entrada de 
linha da LT 138 kV São Carlos - Barra Bonita/Rio Claro I 
C2. 
1.002.321,88 
0,0 
161.706,70 
art. 3o, inciso III 
LT 138 kV BARRA BONITA/ BOTUCATU - CD 
Reconstrução de 50 km de linha de transmissão 138 kV 
com cabo 636 MCM e adequação dos módulos de entrada 
de linha associados. 
54.620.779,90 
2,0 
7.992.878,97 
art. 3o, inciso 
III.
Investimento
(R$)  O&M
(%)  RAP (R$)
52.104.273,35  2,0  7.821.594,01
4.136.415,12  0,0  582.022,01
3.347.766,13  2,0  528.602,42
1.828.859,16  0,0  295.053,70
1.002.321,88  0,0  161.706,70
54.620.779,90  2,0  7.992.878,97

FL. 7 de 8 
 
Empreendimento 
Investimento 
(R$) 
O&M 
(%) 
RAP (R$) 
Resolução 
no443/2011 
SE BARRA BONITA 
Substituição de cabos de controle da IB 138 kV 
122.748,60 
0,0 
17.271,54 
art. 3o, inciso 
III. 
Substituição de 2 disjuntores, 6 secc., 6 TC, 2 bobinas de 
bloqueio, cabos e sistema de proteção das EL 138 kV para 
Botucatu (1.250 A). 
4.580.283,21 
0,0 
644.476,24 
art. 3o, inciso III 
SE BOTUCATU 
Substituição de 6 TC, 2 bobinas de bloqueio, cabos e 
sistema de proteção das EL 138 kV para Barra Bonita 
(1.250 A). 
3.643.307,86 
0,0 
512.637,59 
art. 3o, inciso III 
LT 138 kV BARRA BONITA/ BARIRI - CD 
Reconstrução de 26 km de linha de transmissão 138 kV 
com cabo 636 MCM e adequação dos módulos de entrada 
de linha associados. 
29.233.020,07 
2,0 
4.252.581,31 
art. 3o, inciso 
III. 
SE BARIRI 
Substituição de 2 disjuntores, 6 secc., 6 TC, cabos e 
sistema de proteção das EL 138 kV para Barra Bonita 
(1.250 A). 
2.922.626,08 
0,0 
407.054,23 
art. 3o, inciso III 
SE BARIRI 
Instalação de quadro de distribuição CA/CC. 
83.997,26 
 
12.001,23 
art. 3o, inciso III 
Total 
157.626.398,62 
--- 
23.227.879,95 
--- 
Fonte: Notas Técnicas no 285/2016-SRT/ANEEL. 
Referência de preço: junho de 2016. 
29. 
Assim, para cumprimento da Decisão no Processo Judicial no 25083-13.2015.4.01.3400,  
entende-se que os cálculos constantes da Nota Técnica no 285/2016-SCT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016,  
merecem ser acolhidas, o que implica alterar  
a) os Anexos I e II da Resolução Autorizativa no 4.359, de 2013, modificando a parcela total 
de RAP autorizada para os empreendimentos de R$ 6.917.465,52 para R$ 9.388.978,86, 
a preço de junho de 2016, e 
b) os Anexos I e II da Resolução Autorizativa no 4.665, de 2014, modificando a parcela total 
de RAP autorizada para os empreendimentos de R$ 9.030.362,50 para R$ 13.838.901,09, 
a preço de junho de 2016.  
 
III. D I R E I T O 
30. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
c) Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
d) Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998; 
f) Decreto no 1.717, de 24 de novembro de 1995;
Investimento
(R$)  O&M
(%)  RAP (R$)
122.748,60  0,0  17.271,54
4.580.283,21  0,0  644.476,24
3.643.307,86  0,0  512.637,59
29.233.020,07  2,0  4.252.581,31
2.922.626,08  0,0  407.054,23
83.997,26    12.001,23
157.626.398,62  ---  23.227.879,95

FL. 8 de 8 
 
g) Decreto no 2.655, de 2 de julho de 1998; 
h) Resoluções Normativas nos 67 e 68, ambas de 8 de junho de 2004;  
i) Resolução Normativa no 443, de 26 de julho de 2011; 
j) Resolução Normativa no 643, 16 de dezembro de 2014; 
k) Contrato de Concessão no 59/2001. 
 
IV. D I S P O S I T I V O 
31. 
A partir de tal análise e das considerações apresentadas nos Processos nos 
48500.003114/2013-20 e 48500.003033/2013-20, voto pela emissão de resolução autorizativa, como a 
minuta anexa, a fim de alterar  
a) os Anexos I e II da Resolução Autorizativa no 4.359, de 2013, modificando a parcela total 
de RAP autorizada para os empreendimentos de R$ 6.917.465,52 para R$ 9.388.978,86, 
a preço de junho de 2016, e 
b) os Anexos I e II da Resolução Autorizativa no 4.665, de 2014, modificando a parcela total 
de RAP autorizada para os empreendimentos de R$ 9.030.362,50 para R$ 13.838.901,09, 
a preço de junho de 2016.  
 
Brasília, 6 de setembro de 2016. 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor