DSP - DESPACHO 3249/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Conhece e, no mérito, nega provimento ao pedido de reconsideração interposto pelas empresas Furnas Centrais Elétricas S.A, Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A – Eletronorte, em face da Resolução Autorizativa ANEEL 9.119, de 11 de agosto de 2020, que autorizou o pagamento pela prestação de serviços ancilares de autorrestabelecimento, controle secundário de frequência e sistema especial de proteção no Sistema Interligado Nacional.
Assunto: Juízo de mérito
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-11-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004163/2014-61
INTERESSADO(S): Furnas Centrais Elétricas S.A. (FURNAS), Companhia Hidro Elétrica do São Francisco
(CHESF) e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (ELETRONORTE)
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida.
RESPONSÁVEL(IS): Diretoria - DIR
ASSUNTO: Pedido de Reconsideração interposto pelas empresas Furnas Centrais Elétricas S.A.,
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. –
Eletronorte, em face da Resolução Autorizativa nº 9.119/2020, que autorizou o pagamento pela prestação
de serviços ancilares de Autorrestabelecimento, Controle Secundário de Frequência e Sistema Especial de
Proteção no Sistema Interligado Nacional.
I – RELATÓRIO
20201,
1. Por intermédio da Resolução Autorizativa – REA nº 9.119, de 11 de agosto de foi
autorizado pagamento da Receita Anual, via Encargos de Serviços do Sistema (ESS), pela prestação do
serviço ancilar de Autorrestabelecimento, de Controle Secundário de Frequência e de Sistema Especial de
Proteção (SEP) no Sistema Interligado Nacional (SIN), para o ano de 2018.
2. Por meio de Carta s/nº de 27 de agosto de 2020, foi pedido reconsideração em face da REA
nº 9.119, de 2020, pelo representante das empresas Furnas Centrais Elétricas S.A. (FURNAS), Companhia
Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF) e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (ELETRONORTE).
3. Na 35ª Sessão de Sorteio Pública Ordinária de 20202 o processo foi distribuído para
relatoria da Diretora Elisa Bastos Silva.
1 Publicada em 17 de agosto de 2020.
2 Realizada em 4 de setembro de 2020.

4. Devido à exoneração da Diretora Elisa Bastos Silva, na 21ª Sessão de Sorteio Público
Ordinário de 20223 o processo foi redistribuído para minha relatoria.
5. Por intermédio do Memorando nº 027/2022-SRG/ANEEL, de 13 de junho de 2022, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) se manifestou4 quanto ao processo em
tela.
6. Por meio do Parecer nº 00225/2022/PFANEEL/PGF/AGU, de 17 de agosto de 2022, a
Procuradoria Federal junto à ANEEL (PF/ANEEL) se manifestou5 quanto à matéria.
7. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
8. Trata-se de Pedido de Reconsideração interposto pelas empresas FURNAS, CHESF e
ELETRONORTE, em face da REA nº 9.119/2020, que autorizou o pagamento pela prestação de serviços
ancilares de Autorrestabelecimento, Controle Secundário de Frequência e Sistema Especial de Proteção
(SEP) no SIN.
Da Admissibilidade
9. A REA nº 9.119, de 11 de agosto de 2020, foi publicada em 17 de agosto de 2020, tendo o
prazo recursal terminado em 27 de agosto de 2020, o qual foi respeitado pelas interessadas.
10. Nesse sentido, o Pedido de Reconsideração é tempestivo e foi interposto por partes
legítimas, devendo ser conhecido.
Do Mérito
11. No pedido de reconsideração interposto as interessadas, FURNAS, CHESF e ELETRONORTE,
solicitam que seja reconhecido o direito de serem remuneradas pelos Serviços Ancilares prestados às
3 Realizada em 30 de maio de 2022.
4 Conforme solicitado por meio do Memorando nº 332/2020-ASD/ANEEL, 29 de outubro de 2020.
5 Conforme solicitado por meio do Memorando nº 152/2022-ASD/ANEEL, 24 de junho de 2022.

usinas hidrelétricas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de
2013.
12. As interessadas, FURNAS, CHESF e ELETRONORTE, em síntese, alegam que:
a. A ampliação da participação das fontes renováveis intermitentes,
especialmente da eólica, acarreta impactos na operação do sistema elétrico
em função da variabilidade da geração dessas fontes, tornando-a muito
mais complexa no que se refere ao planejamento e programação da
operação para o atendimento da carga do SIN e para a operação em tempo
real, ante a brusca variação da geração das fontes não despacháveis ao
longo do dia. Por essa razão, a prestação dos serviços ancilares pelas usinas
hidrelétricas vem sendo cada vez mais demandada pelo Operador Nacional
do Sistema Elétrico (ONS) de forma a preservar a confiabilidade do sistema
no caso de desequilíbrio entre a produção e carga decorrente da
intermitência das fontes renováveis, com atuação dos controles primários e
secundário de frequência das unidades geradoras integrantes do Controle
Automático de Geração (CAG). Esse modelo de operação flexível das
hidrelétricas pode acelerar a deterioração dos equipamentos e aumenta a
necessidade de paradas para manutenção, com impactos na produção de
energia. Situação reconhecida no Projeto do Programa de P&D ANEEL PD0387-0411/2011, desenvolvido por Duke Energy e Voith, que demonstra o
impacto de desgaste mecânico com a atuação do CAG e a sua influência
negativa na vida útil dos componentes constituintes do mecanismo de
regulação de velocidade do hidrogerador.
b. Apesar dos fatos apresentados, a ANEEL vem adotando entendimento de
que a remuneração das Usinas Cotistas pela execução de serviços ancilares
já estaria considerada na Receita Anual de Geração (RAG) estabelecida
quando da prorrogação do Contratos de Concessão realizada com base na
Lei nº 12.783/2013.

c. Da análise dos termos aditivos dos contratos de concessão, bem como a
ordem jurídica vigente e aplicável, constata-se que a prestação dos referidos
serviços não foi contemplada nos objetos contratuais das Concessões
prorrogadas, não estando compreendida no valor calculado para compor a
RAG dos contratos prorrogados. Por seu turno, a RAG estaria associada tão
somente à disponibilização da garantia física, em regime de cotas, de
energia e de potência das Usinas Hidrelétricas, o que não se confunde com
a prestação de serviços ancilares. Estes seriam objeto de Contrato de
Prestação de Serviços Ancilares (CPSA), os quais contém cláusula de
remuneração específica para a prestação adequada dos serviços ancilares,
conforme definido na REN nº 697/20156.
d. Da mesma forma, inexiste na Medida Provisória nº 579/2012, na Lei nº
12.783/2013 e nos Decretos que as regulamentam, qualquer previsão no
sentido de que no regime de prorrogação os serviços ancilares estariam
incluídos na remuneração inicial estipulada.
e. As recorrentes concluem que admitir que a remuneração pelos serviços
ancilares já estaria embutida na RAG sem que tenha havido previsão no
Contrato de Concessão e em seus aditivos e sem a demonstração de que
esse valor foi efetivamente considerado na estipulação da receita original,
implica em riscos para o equilíbrio contratual inicialmente estabelecido e
viola os princípios da legalidade, da vedação do enriquecimento sem causa,
da obrigatoriedade de adequada motivação e da autonomia dos contratos.
13. Ou seja, a divergência se deve ao fato de decidir se a Receita Anual de Geração (RAG)
percebida pelas usinas cuja concessão foi prorrogada nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, contempla
ou não a prestação dos serviços ancilares.
Da Definição da Receita Anual de Geração (RAG)
6 Sucedida pela REN nº 1.030, de 26 de julho de 2022.

14. A Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de
2013, estabeleceu critérios mediante os quais o Poder Concedente poderia prorrogar as concessões de
geração de energia elétrica vincendas, dentre os quais que a prorrogação das concessões dependia de os
concessionários aceitarem as condições propostas, o que incluía tarifa calculada pela ANEEL7.
15. Nos termos do Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, as tarifas em questão foram
calculadas pelo Ministério de Minas e Energia com base em metodologia proposta pela ANEEL,
compartilha dos mesmos princípios e objetivos adotados pela ANEEL na definição de custos de operação
e manutenção nos processos de revisão tarifária.
16. Assim, de forma análoga aos demais segmentos regulados, foi proposto estimar a função
de custo operacional para as usinas de geração de energia hidrelétrica mediante aplicação de Análise de
Regressão Linear (Mínimos Quadrados Ordinários). Os custos operacionais foram definidos como variável
dependente da potência instalada e fator de capacidade, definidos em regressão buscando alocação de
custos eficientes ao processo tarifário.
17. A principal variável que define o montante de custos operacionais de uma usina hidrelétrica
é sua Capacidade Instalada. Tudo o mais constante, espera-se que quanto maior for a capacidade
instalada de uma usina maiores serão seus custos operacionais. No mesmo sentido, um maior Fator de
Capacidade pode estar associado a uma maior utilização das máquinas da usina, a maior utilização das
máquinas (tudo mais constante) tende a elevar os custos operacionais na medida em que cresce o número
de intervenções de operação e manutenção. Assim, a usina disponibiliza ao sistema garantia física, que é
7 "Art. 1º A partir da publicação desta Medida Provisória, as concessões de geração de energia hidrelétrica alcançadas pelo art.
19 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo
de até trinta anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária.
§ 1º A prorrogação de que trata este artigo dependerá da aceitação expressa das seguintes condições pelas concessionárias:
I - remuneração por tarifa calculada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para cada usina hidrelétrica;
II - alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina hidrelétrica às concessionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado
Nacional - SIN, a ser definida pela ANEEL, conforme regulamento do poder concedente; e
III - submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela ANEEL." (g.n.)

"produto" das duas variáveis: potência instalada e fator de capacidade.
18. Definida a metodologia, foi feito levantamento e tratamento dos dados das usinas
hidrelétricas em operação:
a. Os dados relativos aos custos operacionais e administrativos associados à
atividade de geração de energia relativos ao ano de 2011 foram
encaminhados à ANEEL;
b. Os dados de Capacidade Instalada e Fator de Capacidade foram informados
pelas próprias geradoras, os quais foram consistidos com as informações
ANEEL8.
disponíveis Banco de Informações de Gerações (BIG) da
c. Após avaliação das informações encaminhadas foi selecionada amostra de
169 usinas hidrelétricas que juntas representam 65.802 MW de capacidade
instalada de geração hídrica e 33.746 MW médios de garantia física.
19. O resultado da regressão foi apresentado e encaminhado ao MME como referência para
definição do Custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG) e a formalização dos contratos. Assim, o
resultado apresentado é a definição de custo operacional, para cada usina, que reflete um nível médio de
eficiência observado no setor de geração de energia.
20. Não obstante, a regressão linear proposta não engloba na plenitude todas as variáveis que
definem o custo operacional de uma planta de geração de energia hidrelétrica.
21. Em que pese a limitação da regressão linear proposta não englobar a plenitude das
variáveis que definem o custo operacional de uma usina hidrelétrica, a SRG entende que o impacto de
desgaste mecânico com a atuação do CAG e a sua influência negativa na vida útil dos componentes
constituintes do mecanismo de regulação de velocidade do hidrogerador, com reflexo no incremento dos
custos de operação e manutenção das plantas que prestam serviços ancilares, já está considerado nos
dados da regressão proposta e, como tal, foram refletidos na RAG associada às usinas cujas concessões
8 Para as usinas que não tinham garantia física calculada foi estimado um fator de capacidade de 0,6.

foram prorrogadas sob a égide da Lei nº 12.783, de 2013.
Dos Serviços Ancilares
22. De outra parte, o instituto dos serviços ancilares não é inovação da Resolução Normativa
(REN) nº 697, de 2015. Como bem elucidado pela SRG, essa norma é consolidação da normatização
vigente anterior à prorrogação das concessões em 2012, e, por consequência, os custos de O&M
decorrentes da prestação de serviços ancilares estavam incorporados aos dados de custos encaminhados
à ANEEL.
23. A ANEEL tem reiteradamente confirmado o entendimento de que usinas contratadas sob
o regime de cotas não fazem jus à receita relativa à prestação de serviços ancilares conforme definido na
REN nº 697/2015, na medida em que tal remuneração já foi contemplada na regressão linear que permitiu
a definição da RAG associada ao contrato de concessão9.
24. Finalmente, a SRG argumenta que a alegação de que não há previsão legal para incluir a
prestação dos serviços ancilares na RAG foi superada com a licitação de concessões vincendas realizada
nos termos da mesma Lei nº 12.783, de 2013, na qual ficou consignado o pagamento pelos serviços
ancilares somente na parcela da energia de livre dispor do vencedor. Ou seja, para a parcela contratada
no regime de cotas de garantia física de energia e de potência, não cabe tal pagamento.
25. Por analogia e diante da convicção de que na RAG está refletida a remuneração dos serviços
ancilares apenas para a parcela da garantia física destinada ao regime de quotas, nos termos da REA nº
9.119, de 2020, foi reconhecido o pagamento de 30% (proporção da parcela de garantia física da usina de
livre dispor) da receita dos serviços ancilares às usinas da CHESF contratadas nos termos da Lei nº
12.783/2013 e que possuem parte da garantia física não alocada no regime de cotas.
26. Assim, a SRG conclui que usinas cuja concessão foi prorrogada ou licitada nos termos da Lei
nº 12.783/2013 recebem, entre outras parcelas, o Custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG),
calculado e definido pela ANEEL em contrapartida à alocação de cotas da totalidade ou parte de sua
garantia física às distribuidoras do SIN. Conceitualmente o GAG contempla a prestação dos serviços
9 A SRG elenca cinco Notas Técnicas e quatro votos condutores de decisões nas quais esta questão foi dirimida.

ancilares, sendo que o montante total foi entendido pelas concessionárias como suficiente para a
adequada prestação dos serviços de geração de energia elétrica, quer no ato de prorrogação da
concessão, quer quando aceitou as condições editalícias da licitação.
27. Diante do exposto, a SRG entende que o pedido de reconsideração em tela não deve ser
acatado. Ademais, a despeito da discussão jurídica para a qual a PF/ANEEL foi consultada, a SRG opina
que serviços ancilares das usinas contratadas no regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, já
está sendo remunerado na RAG, do modo que não há de se falar em ausência de remuneração pelos
serviços prestados, violação de qualquer normativo contratual ou mesmo enriquecimento sem causa dos
beneficiários dos serviços.
Dos Aspectos Jurídicos Atinentes à Matéria
28. As interessadas, FURNAS, CHESF e ELETRONORTE, entendem que a regulação dos
procedimentos e remuneração dos serviços ancilares ocorreu com a edição da REN nº 697/2015, na qual
se disciplinou a celebração de Contrato de Prestação de Serviços Ancilares (CPSA) com o ONS como
condição indispensável à prestação do serviço e ao recebimento da remuneração correspondente.
Alegam que ao afastar a remuneração pelos Serviços Ancilares prestados das usinas contratadas no
regime de cotas previsto na Lei nº 12.783, de 2013, fica comprometido o equilíbrio da relação contratual
na medida em que se permite situação de enriquecimento sem causa dos beneficiários dos serviços (ou
do próprio Poder Concedente em última análise), em detrimento do ônus excessivo e injustificado das
Recorrentes e demais agentes cotistas prestadores de referidos serviços.
29. Uma vez que se trata de arguição jurídica, a PF/ANEEL foi consultada10 e se manifestou por
meio do do Parecer nº 00225/2022/PFANEEL/PGF/AGU, de 17 de agosto de 2022.
30. Inicialmente, é importante trazer à baila a ressalva da PF/ANEEL quanto à sua análise.
31. A PF/ANEEL não é dotada de expertise técnica para afirmar se a metodologia de regressão
linear utilizada estaria ou não a contemplar a prestação de serviços ancilares. Em outras palavras, ainda
que a PF/ANEEL chegue à conclusão de que o objeto do contrato de concessão contempla ou deveria
10 Conforme solicitado por meio do Memorando nº 152/2022-ASD/ANEEL, 24 de junho de 2022.

contemplar a prestação dos serviços ancilares, não está no escopo da análise jurídica a avaliação da
metodologia utilizada pela SRG, isto é, se ela captura ou não os custos com a prestação desses serviços. E
independentemente da conclusão (se captura ou não captura a prestação dos serviços ancilares), também
não se tem expertise técnica para avaliar se a metodologia adotada tem sido capaz de manter o equilíbrio
da concessão.
32. O primeiro aspecto corroborado pela PF/ANEEL é de que a REN nº 697/2015 não inova,
mas consolida normas relativas à prestação dos serviços ancilares.
33. Outro aspecto diz respeito à prestação do serviço ancilar em conjunto com os demais
serviços de geração, de modo que os custos dos serviços ancilares estariam sim incluídos nos custos
informados para cálculo do GAG e da RAG. Ou, em outras palavras, não parece prosperar a afirmação
segundo a qual não teriam sido inseridos os custos relativos à prestação de serviços ancilares na ocasião
quando a ANEEL solicitou as informações para cálculo da tarifa das usinas hidrelétricas com concessões
vincendas.
34. Assim, a PF/ANEEL atesta que de fato existem documentos técnicos produzidos tanto pela
ANEEL, quanto pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que indicam que os serviços ancilares sempre
foram tratados, técnica e juridicamente, como um subproduto da atividade de geração.
35. Se a prestação de serviços ancilares era, historicamente, realizada de forma agregada ao
serviço de geração, então, as recorrentes e demais concessionárias de geração tinham ciência de que tais
custos poderiam ser considerados nas despesas a serem apresentadas a título de O&M. Portanto, ao
menos em tese e na medida da realidade vigente em 2012, essas despesas não foram desconsideradas
no cálculo da RAG. Além disso, a SRG ratificou seu entendimento no sentido de que a metodologia
utilizada teria capturado as despesas com a prestação dos serviços ancilares de forma agregada aos
serviços de geração.
36. A SRG ratifica que o custo dos serviços ancilares foi computado na tarifa do serviço e não
propriamente que as usinas estejam prestando um serviço sem remuneração, como querem fazer a crer
as recorrentes com a finalidade de configurar um suposto enriquecimento ilícito do "sistema". A PF/ANEEL
entende que o benefício sistêmico tem caráter difuso e é exatamente por isso que os serviços ancilares

estão atualmente inseridos na própria tarifa do serviço de geração quando essa atividade é exercida em
regime de serviço público, diferentemente do regime de produção independente de energia.
37. A controvérsia fática, então, consiste em saber se a metodologia aplicada capturou os
custos dos serviços ancilares e, em caso afirmativo, se essa captura é suficiente para manter o equilíbrio
da concessão. Conforme atestado pela SRG, posicionamento com o qual corroboro, sim, os custos para
prestação dos serviços ancilares foram contemplados no cálculo do GAG e da RAG e, portanto, a prestação
dos serviços ancilares por usinas contratadas no regime de cotas previsto na Lei nº 12.783, de 2013, não
deve ser paga novamente em separado.
38. De outra parte, a PF/ANEEL concluiu que, em termos jurídicos, a prestação dos serviços
ancilares está contemplada no escopo dos Contratos de Concessão (ou dos Termos Aditivos aos Contratos
de Concessão) celebrados por ocasião da prorrogação das concessões das usinas hidrelétricas quando da
sua alocação em cotas de garantia física de energia e de potência, nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
39. A previsão de contratação e tratamento dos serviços ancilares está na Lei nº 9.648/1998,
com redação alterada pelas Leis nº 10.433/2002, nº 10.848/2004 e nº 13.360/2016. De acordo com o
regramento vigente, é atribuição do ONS a contratação e administração dos serviços ancilares. Já o
Decreto nº 2.655/1998 estabeleceu que a cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os
serviços ancilares, se daria via encargo.
40. Posteriormente, a Lei nº 10.848/2004 também previu que o pagamento de encargo para
cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, e indicou que a disciplina da
comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados de serviços e
instalações de energia elétrica, bem como destes com seus consumidores no SIN deveria dispor sobre
tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica e para as restrições de transmissão.
41. Os serviços ancilares destinam-se a: (i) promover regulação de frequência e capacidade de
partida autônoma pelos geradores, por meio da disponibilização de reserva de potência operativa, em
MW; (ii) assegurar "a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos
valores de referência estabelecidos para cada gerador nos Procedimentos de Rede do ONS, necessária
para a operação do sistema de transmissão; e (iii) possibilitar a regulação da tensão e os esquemas de

corte de geração e de alívio de cargas a partir da operação dos geradores como compensadores síncronos.
42. A despeito das funções relacionadas aos serviços ancilares terem sido detalhadas na Lei
apenas em 2016, a prestação desses serviços ou mesmo a sua regulação não é uma novidade no setor
elétrico brasileiro, tendo sido objeto de tratamento regulatório pela ANEEL desde os idos de 2003, sendo,
também, objeto constante das agendas regulatórias da Agência e, portanto, sofrendo aprimoramentos
de tempos e tempos. Isso porque, em termos técnicos, se trata de uma atividade considerada essencial
para o bom funcionamento do sistema ou para o seu restabelecimento imediato caso sofra alguma
ocorrência.
43. Assim, a PF/ANEEL entende que, se o legislador quisesse apartar a prestação dos serviços
ancilares da alocação de cotas de energia e potência, deveria tê-lo feito de forma expressa e evidente,
haja vista que a Lei n.º 12.783/2013 veio regular a possível prorrogação de concessões, cuja racionalidade
era justamente a de tratar tais serviços como um subproduto da geração.
44. Dessa forma, a PF/ANEEL entende que pela leitura atenta da finalidade dos serviços
ancilares nas modalidades reguladas e dos esclarecimentos técnicos disponibilizados pela EPE, percebese que, atualmente, os serviços ancilares são prestados de forma agregada a outra atividade de energia
elétrica, especialmente no segmento de geração. O ONS demanda tais serviços por necessidade sistêmica,
seja por conta de problemas energéticos derivados do comportamento da carga ou da conexão de outros
geradores no SIN, seja por conta de problemas elétricos. Essa era, como visto, a sistemática adotada antes
da prorrogação dos contratos e, assim, permaneceu com a prorrogação justamente porque a Lei e os
contratos não trazem disposição específica para que, além da tarifa em contraprestação ao serviço de
alocação de cotas de garantia física e potência, haja algum tipo de remuneração acessória.
45. A PF/ANEEL corrobora esse entendimento ao afirmar que, nos termos do art. 11 da Lei n.º
8.987/1995, o Poder Concedente poderia ter estabelecido no contrato cláusula que previsse receitas
acessórias, oportunidade em que poderia ter separado os dois produtos: energia e potência, de um lado,
e serviços ancilares, de outro.
46. Desse modo, ao contrário do que afirmam as recorrentes, FURNAS, CHESF e ELETRONORTE,
para que sejam remuneradas por fora da tarifa, seria necessária a edição de lei para alterar o regime da

Lei n.º 12.783/2013, no sentido de permitir que a receita oriunda da tarifa estabelecida pudesse ser
incrementada com outras fontes, separando o objeto do contrato em diversos produtos.
47. Assim, seria contraditório admitir o pagamento da tarifa e mais uma receita incremental
num regime jurídico especialmente criado na tentativa de embutir todo o custo do serviço, que se
resumiria a operação e manutenção de ativos (pois se defendia que os investimentos já haviam sido
amortizados), numa única tarifa que se pretendia fosse módica, reduzindo o custo da energia para a
sociedade. A ideia era a de que essas concessionárias teriam apenas os custos de operação e manutenção
(OPEX), podendo obter o ressarcimento de eventuais reforços e melhorias que se fizessem necessários.
Posteriormente, a ANEEL sanou eventuais problemas relativos à necessidade de reforços (CAPEX) criando
a GAG melhorias.
48. A PF/ANEEL também ressalta que uma alteração legislativa nesse sentido pressuporia a
firma de aditivos contratuais pelo Poder Concedente e a adoção, pela ANEEL, de uma metodologia que
não contemplasse tal despesa na RAG.
49. No caso das interessadas, cuidam-se de concessões prorrogadas nos termos da Lei n.º
12.783/2013. A PF/ANEEL entende que pelos contratos prorrogados não havia distinção entre a atividade
de produção de energia e a prestação de serviços ancilares, ou seja, eram prestados de forma agregada.
Ao disciplinar a prorrogação dessas concessões, a lei não alterou esse cenário. Os serviços ancilares
permaneceram no escopo das despesas com operação e manutenção.
50. Assim, a Lei n.º 12.783/2013 não determinou, de forma expressa, a separação da atividade
de produção de energia dos serviços ancilares, que vinham sendo prestados e remunerados de forma
agregada, como se fossem um único produto. Pode-se dizer que a energia ou a potência comercializada
em regime de cotas abarca a prestação dos serviços ancilares de forma agregada, como uma única
solução. Em outras palavras, o serviço concedido somente será adequadamente prestado quando os
serviços ancilares estiverem a ele agregado na medida da necessidade sistêmica, conforme a conveniência
e oportunidade do ONS.
51. Nesse contexto, a SRG trata da remuneração desse serviço de forma agregada, como uma
despesa com natureza de OPEX - operação e manutenção do serviço (O&M) - utilizando a metodologia do

price cap e modelos matemáticos regressivos.
52. Quanto ao eventual desequilíbrio dos contratos, conforme alegado pelas recorrentes, a
PF/ANEEL também opina contrariamente.
53. A PF/ANEEL entende que o legislador demandou do concessionário a alocação de cotas de
garantia física e potência. Com efeito, segundo esclareceu a SRG, há um fator de capacidade atrelado à
garantia física dessas usinas que é considerado, em termos regulatórios, para fins da prestação e
remuneração do serviço, seja para a alocação das cotas, seja para a prestação dos serviços ancilares
enquanto subproduto do serviço público. O legislador não impôs limites para a demanda do ONS por
serviços ancilares e assim, a moldura do serviço é a garantia física da usina.
54. Com isso, a PF/ANEEL entende que a demanda do ONS está inserida na matriz de riscos
desses contratos, o que afastaria, em princípio, a alegação de desequilíbrio do contrato.
55. Além disso, a PF/ANEEL destaca que nem sempre um único custo é capaz de desequilibrar
o serviço. Há precedente no sentido de que a avaliação do equilíbrio econômico-financeiro de uma
concessão de serviço público deve ser global, tomando como base dados empíricos e respeitado o regime
de tarifa pelo preço.
56. Assim, a regulação atualmente vigente para os serviços ancilares em usinas que exercem a
atividade de geração sob regime de serviço público não lhes dá tratamento em apartado. E sendo
considerada uma atividade acessória e necessária, a prestação dos serviços ancilares é remunerada via
RAG, considerando-se como uma despesa atinente à manutenção e operação dos ativos. Como tal, os
serviços públicos de geração somente serão considerados adequados quando prestados de forma
agregada aos serviços ancilares.
57. Enquanto regulados pelo regime de serviço público cotista, a remuneração das
concessionárias via RAG e ESS implicaria em bis in idem quanto à parcela relativa à remuneração
regulatória dos serviços ancilares.
Conclusão

58. Diante do exposto, a PF/ANEEL concluiu que as recorrentes não têm razão porque:
a. a interpretação do contrato de concessão prorrogado nos termos da Lei nº
12.783, de 2013, permite afirmar que os serviços ancilares estão no escopo
do serviço público contratado - o de alocação de cotas de garantia física e
de potência;
b. a remuneração pela prestação dos serviços ancilares pelas usinas cotistas
deve estar inserida na tarifa (RAG) estabelecida para a contraprestação do
serviço;
c. não há previsão na lei ou no contrato de concessão que admita o
percebimento de tarifas distintas: uma para a entrega de energia ou
potência ao sistema (RAG) e outra para a entrega dos serviços ancilares;
d. incluir a remuneração pela prestação dos serviços ancilares pelas usinas
cotistas na RAG não implica enriquecimento ilícito, mas em cumprimento do
disposto no art. 9º da Lei n. 8.987/1995 que estabelece a remuneração dos
serviços públicos concedidos pelo preço teto;
e. considerada a matriz de riscos da concessão, não é possível afirmar, prima
facie, o desequilíbrio da concessão em face do incremento da demanda pela
prestação dos serviços ancilares;
f. compete à SRG avaliar se a metodologia utilizada para o cálculo da RAG
capturou, em termos regulatórios e de acordo com a racionalidade da tarifa
pelo preço teto, as despesas relativas à prestação dos serviços ancilares;
g. o incremento da conexão de usinas intermitentes no sistema e o
consequente aumento da demanda pelos serviços ancilares poderia vir a ser
objeto de ponderação metodológica e regulatória nas revisões tarifárias
periódicas (RTP) futuras, com efeitos prospectivos.

59. Diante do que consta no processo e do que foi exposto, meu voto é por conhecer do Pedido
de Reconsideração, para, no mérito, negar-lhe provimento.
III – DIREITO
60. Sustentam a presente fundamentação os seguintes dispositivos legais e normativos:
a. Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016; Lei nº 12.783, de 11 de janeiro
de 2013; Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; Lei nº 9.648, de 27 de maio
de 1998; Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 195;
b. Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998;
c. Resolução Normativa nº 697, de 16 de dezembro de 2015, sucedida pela
Resolução Normativa nº 1.030, de 26 de julho de 2022.
IV – DISPOSITIVO
61. Diante do exposto e considerando o que consta do Processo nº 48500.004163/2014-61,
voto por conhecer do Pedido de Reconsideração interposto pelas empresas Furnas Centrais Elétricas S.A.,
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. –
Eletronorte, em face da Resolução Autorizativa nº 9.119/2020, que autorizou o pagamento pela prestação
de serviços ancilares de Autorrestabelecimento, Controle Secundário de Frequência e Sistema Especial de
Proteção no Sistema Interligado Nacional, para, no mérito, negar-lhe provimento.
Brasília, 8 de novembro de 2022.
(Assinado digitalmente)
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA
Diretor Substituto