DSP - DESPACHO 1316/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Decide, até a interligação da subestação Boa Vista ao Sistema Interligado Nacional, por definir o encargo de uso das instalações de transmissão compartilhadas entre a distribuidora Roraima Energia S.A e a central geradora Jaguatirica II, bem como demais centrais de geração que venham a acessar o mesmo ponto de conexão da subestação citada, conforme condições detalhadas.
Assunto: Decisão
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-05-17
Autor: ANEEL

16ª Reunião Pública Ordinária
11/05/2021
VOTO
PROCESSOS: 48500.000527/2021-62 e 48500.001602/2011-31
INTERESSADO: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A – Eletronorte, Azulão Geração de Energia S.A. –
Azulão e Roraima Energia S.A.
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT
ASSUNTO: Avaliação da classificação das instalações de conexão da Subestação Boa Vista, constante do
Sistema Isolado de Roraima, sob responsabilidade das Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. –
Eletronorte, e estabelecimento de encargos de uso para instalações de transmissão compartilhadas entre
a Roraima Energia S.A. e a Usina Termelétrica – UTE Jaguatirica II.
I – RELATÓRIO
1. Em 19 de setembro de 1997, a Portaria nº 371 do Departamento Nacional de Águas e
Energia Elétrica – DNAEE autorizou a Eletronorte a implantar a Subestação – SE Boa Vista em 230/69/13,8
kV, localizada no município de Boa Vista, estado de Roraima, necessária para a importação da energia
elétrica por meio da interligação Brasil e Venezuela em 230 kV.
2. Em 6 de junho de 2001, por meio da Resolução nº 201 – RES 201/2001, a Eletronorte foi
autorizada a importar da Venezuela 200 MW de potência e energia elétrica pelo prazo de vinte anos.
3. Em 25 de janeiro de 2012, foi celebrado entre a União e a Transnorte Energia S.A., o
Contrato de Concessão de Transmissão nº 3/2012, referentes à interligação Manaus-Boa Vista, que possui
como objeto, dentre outros, a instalação de Compensador Estático de Potência Reativa e da Linha de
Transmissão 500 kV Lechuga – Equador – Boa Vista.
4. Em 10 de julho de 2012, por meio da Resolução Autorizativa nº 3.587 – REA 3.587/2012, a
Eletronorte foi autorizada a implantar reforços na Subestação Boa Vista compostos pela adequação dos
setores 230 kV e 69 kV aos Procedimentos de Rede, e pela instalação do 3º transformador trifásico
230/69/13,8 kV-100 MVA e suas conexões.
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5. Em 12 de maio de 2015, a Resolução Autorizativa n° 5.214 – REA 5.214/2015 revogou a
autorização para a implantação do 3º transformador trifásico na SE Boa Vista, sendo ele novamente
autorizado à Eletronorte por meio do Despacho nº 1.838, de 9 de junho de 2015, com remuneração
definida no Despacho nº 3.687, de 31 de outubro de 2017.
6. Em 06 de agosto de 2019, a ANEEL homologou o resultado do Leilão de Geração nº 1/2019ANEEL, para contratação de energia nova em substituição aos atuais contratos de geração instalados na
rede de 69 kV, sendo o sistema de 230 kV ponto de conexão da Usina Termelétrica – UTE Jaguatirica II,
uma das usinas vencedoras do leilão.
7. Em 10 de setembro de 2019, por meio do Despacho nº 2.502, a ANEEL autorizou, dentre
outros, a celebração de termo aditivo ao Contrato de Concessão nº 003/2012, com o valor associado ao
Compensador Estático de Potência Reativa da SE Boa Vista.
8. Em 14 de agosto de 20201, a Eletronorte solicitou esclarecimentos à ANEEL em relação aos
contratos associados à conexão e uso da SE Boa Vista e dos encargos de conexão da instalação em
questão.
9. Em 10 de março de 20212, a Azulão Geração de Energia S.A. – Azulão, que detém a outorga
da UTE Jaguatirica II, solicitou esclarecimentos a respeito dos contratos de uso e conexão do sistema de
transmissão e distribuição e dos encargos de conexão da instalação em questão.
10. Em 30 de março de 20213, a Nota Técnica nº 24/2021-SRT-SGT-SRD/ANEEL realizou análise
sob o tema.
11. Em 5 de março de 2021, na 13ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2021, o processo foi
distribuído para minha relatoria.
12. Em 20 de abril de 2021, na 13ª Sessão Reunião Pública Ordinária de 2021, retirei os
S.A4.
processos que estavam pautados por solicitação da Roraima Energia
1 Carta CE-CRR-0138/2020, Sicnet: 48513.021730/2020-00, complementada posteriormente por meio da Carta CE-CRR-0170/2020, Sicnet:
48513.029032/2020-00, após recebimento pela Eletronorte do Ofício nº 122/2020-SRT/ANEEL, Sicnet: 48552.000899-2020.
2 Carta s/n., Sicnet: 48513.006777/2021-00.
3 Sicnet: 48552.000254/2021-00.
4 Sicnet: 48575.001704/2021-00.
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13. Em 22 de abril de 2021, solicitei manifestação da Roraima Energia S.A. nos processos5,
20216.
realizada em 3 de maio de
II – FUNDAMENTAÇÃO
14. Trata-se da análise do requerimento da Eletronorte e da Azulão para esclarecimentos sobre
contratos a serem realizados e encargos a serem recolhidos referente às instalações de conexão da SE
Boa Vista.
II.1 Da reclassificação provisória de instalações na SE Boa Vista
15. A SE Boa Vista está outorgada a Eletronorte. Ela possui dois transformadores instalados
para promover a importação de energia da Venezuela que estão classificados como instalações de
conexão associadas à importação de energia, nos termos do art. 3º da RES 201/2001.
16. Entretanto, o terceiro transformador, outros reforços e adequações dos setores de 69kV e
230 KV aos Procedimentos de Rede, autorizados pela REA 3.587/2012, foram classificados incialmente
como Rede Básica ou Rede Básica de Fronteira, devido à previsão do sistema isolado de Roraima ao
Sistema Interligado Nacional – SIN, o que não ocorreu até o momento.
17. Contudo, a REA 5.214/2015 retirou do escopo da REA 3.587/2012 o terceiro transformador
e suas conexões e compatibilizou o marco da operação comercial dos outros itens autorizados na REA
3.587/2012 à data de entrada em operação comercial do Compensador Estático de Potência Reativa ou
da LT 500 kV Lechuga - Equador - Boa Vista, ambos objetos do Contrato de Concessão nº 003/2012, o que
ocorresse primeiro.
18. Com a entrada em operação comercial do Compensador Estático de Potência Reativa, em
5 de maio de 2015, a Eletronorte começou auferir as receitas previstas na REA 3.587/2012, permanecendo
a classificação das instalações como Rede Básica ou Rede Básica de Fronteira.
19. Por meio do Despacho nº 1.838/2015, a ANEEL autorizou novamente à Eletronorte o
terceiro transformador e suas conexões SE Boa Vista e no Despacho nº 3.687/2017 autorizou o custeio
5 Ofício nº 91/2021-DIR/ANEEL, Sicnet: 48510.000212/2021-00.
6 CTA-DRR nº 007/2021, Sicnet: 48513.011816/2021-00.
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dessas instalações como Demais Instalações de Transmissão – DIT.
20. Desta forma, a SE Boa Vista ficou com instalações outorgadas à Eletronorte classificadas
como:
a) Rede Básica ou Rede Básica de Fronteira, referente às autorizações da REA 3.587/2012;
b) DIT, referentes às autorizações do Despachos nº 1.838/2015 e nº 3.687/2017, e;
c) instalações de conexão associadas à importação de energia, referente às autorizações da
RES 201/2001.
21. Pelas instalações classificadas como Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT,
constantes na REA 3.587/2012 e Despachos nº 1.838/2015 e nº 3.687/2017, a Eletronorte recebe Receita
Anual Permitida – RAP de R$ 4,80 milhões.
22. A Nota Técnica nº 24/2021-SRT-SGT-SRD/ANEEL avaliou que as instalações objetos da REA
3.587/2012 também podem ser reclassificadas como DIT e não como Rede Básica ou Rede Básica de
Fronteira. Tal reclassificação tem como base o disposto no Resolução Normativa nº 67, de 08 de junho de
2004, – REN 67/2004:
"Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações de
Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios:
(...)
II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso
exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos
como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais; (...)" (grifo adicionado)
23. O inciso II do artigo 4º da REN 67/2004 define que são classificados como DIT instalações
de uso exclusivo para importação ou exportação e não definidos como destinada a interligações
internacionais.
24. Merece destaque a análise do termo "não destinadas a interligações internacionais".
Apesar dos ativos de transmissão serem partes integrantes das instalações necessárias para a importação
de energia elétrica da Venezuela, a Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011, – REN 442/2011
define instalações destinadas a interligações internacionais do seguinte modo:
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"Art. 1º Regulamentar por meio desta resolução as disposições relativas às
instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais
que se conectam a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN.
Parágrafo único. As instalações de que trata o caput são aquelas estabelecidas por
meio de portaria do Ministério de Minas e Energia – MME, conforme o art. 21 do Decreto
nº 7.246, de 2010, e resultam de:
I – licitação para prestação do serviço público de transmissão destinado a
interligações internacionais, conforme §6º do art. 17 da Lei nº 9.074, de 1995; ou
II – equiparação das instalações necessárias aos intercâmbios internacionais de
energia elétrica outorgadas até 31 de dezembro de 2010, conforme §7º do art. 17 da Lei
nº 9.074, de 1995.
25. Portanto, para ser classificada como "destinadas a interligações internacionais" essas
instalações devem ser estabelecidas em Portaria do MME, ser resultante de licitação ou equiparada às
instalações internacionais, o que não é o caso dos ativos necessários para a importação de energia da
Venezuela, a luz da regulamentação vigente na REN 442/2011.
26. Assim sendo, a classificação das instalações de transmissão implantadas pela Eletronorte
na SE Boa Vista em decorrência da REA nº 3.587/2012 também é aderente ao conceito de DIT, assim como
o 3º transformador instalado, pois não compõem a Rede Básica e não são definidas como destinadas a
interligação internacional.
27. A classificação desses ativos como DIT deve ser provisória e válida até a interligação da SE
Boa Vista com o SIN. A partir desse momento, elas devem ser reclassificadas.
II.2 Da análise dos requerimentos da Eletronorte e Azulão
28. A Eletronorte e a Azulão questionaram a ANEEL sobre os contratos a serem firmados
associados à conexão e uso da SE Boa Vista e dos encargos de conexão da instalação em questão.
29. Na SE Boa Vista há novos acessantes, em função do resultado do Leilão de Geração nº
1/2019-ANEEL, para contratação de energia nova em substituição aos atuais contratos de geração
usinas7,
instalados. Dos novos acessantes há três com conexão em 69 kV, e a UTE Jaguatirica II, outorgada
à Azulão, com conexão em 230 kV. Adicionalmente, há acessantes existentes, como a distribuidora
7 (i) Central Geradora Termelétrica Híbrido Forte de São Joaquim; (ii) Central Geradora Termelétrica Pau Rainha; (iii) Central Geradora
Termelétrica Santa Lu.
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Roraima Energia S.A.
30. A reclassificação dos ativos autorizados pela REA nº 3.587/2012 como DIT permite a
celebração do Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT entre os acessantes e a
Eletronorte, estabelecendo as responsabilidades pela implantação, operação e manutenção das
instalações de conexão e os respectivos encargos nos pontos de conexão.
31. Com relação ao estabelecimento dos encargos de conexão a serem cobrados dos usuários,
a Nota Técnica nº 24/2021-SRT-SGT-SRD/ANEEL opinou, com o que concordo, que a Eletronorte e os
acessantes devem seguir o procedimento análogo ao previsto na Resolução Normativa nº 68, de 8 de
junho de 2004 e no Módulo 3 das Regras e Serviços de Transmissão aprovados pela Resolução Normativa
nº 905, de 8 de dezembro de 2020, devendo ser observado ainda o disposto na Resolução Homologatória
nº 2.794 de 26 de outubro de 2020.
32. Adicionalmente, haverá a necessidade de estabelecer Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição – CUSD entre a Roraima Energia S.A. e os geradores acessantes para fixar as condições do
serviço a ser prestado, os montantes de uso contratados por ponto de conexão e as condições técnicas e
comerciais a serem observadas para o uso do sistema de distribuição.
33. Passa-se então a análise da relação contratual entre a Azulão, que detém a outorga da
única usina que possui conexão na barra de 230 kV da SE Boa Vista, e a Eletronorte, e dos encargos de uso
da transmissão a serem pagos pela Azulão.
34. Nos documentos que compõe o Edital do Leilão de Geração nº 1/2019-ANEEL, que a Azulão
SGT8
sagrou-se vencedora, a Superintendência de Gestão Tarifária – descreve que a Tarifa de Uso do
Sistema de Transmissão – TUST é calculada somente para a Rede Básica no SIN e que não existe na
regulamentação vigente a definição e aplicação de TUST para o Sistema Isolado. Da mesma forma, a
contratação do uso do sistema de transmissão é aplicável somente ao SIN.
35. Portanto, o cálculo da TUST neste ponto da rede só deve ocorrer após a interligação da SE
Boa Vista ao SIN para os usuários que acessarem à Rede Básica e celebrarem Contrato de uso do Sistema
de Transmissão – CUST.
8 Memorando nº 135/2019-SGT/ANEEL, de 20 de maio de 2019.
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36. Enquanto a interligação não ocorre, manifestou a SGT na ocasião do leilão que existe a
necessidade de definições normativas quanto à contratação do uso e de conexão em instalações de
transmissão situadas no Sistema Isolado e da estrutura tarifária a ser aplicada.
37. Desta forma, a Nota Técnica nº 24/2021-SRT-SGT-SRD/ANEEL propôs a seguinte métrica
provisória para pagamento das instalações de transmissões compartilhadas associadas ao escoamento da
energia a ser produzida pela UTE Jaguatirica II e futuras usinas que vierem a acessar o sistema de 230 KV
da SE Boa Vista até sua interligação com o SIN:
a) até a liberação para início da operação em teste da UTE Jaguatirica II ou a data de
início da operação em teste previsto na Resolução Autorizativa nº 8.054, de 6 de agosto de 2019, o
que ocorrer primeiro, a distribuidora Roraima Energia S.A. deve arcar com os encargos de uso de
maneira exclusiva, e em base mensal, a partir da RAP homologada pela ANEEL com situação da RAP
"Ativa";
b) findando o prazo estipulado em a), a RAP devida será dividida em duas partes: 50%
para o segmento consumo (distribuidora Roraima Energia S.A.) e 50% para o segmento geração (UTE
Jaguatirica II). Da parte do consumo, a receita deve ser dividida por doze, para composição dos
encargos de uso compartilhados em base mensal. Da parte da geração, além da divisão em base
mensal, na hipótese de outros geradores acessarem o sistema de 230 kV da SE Boa Vista antes da
interligação ao SIN, os encargos de uso compartilhados serão calculados de forma proporcional a
potência líquida constante do ato de outorga de cada gerador acessante;
c) no primeiro mês de apuração, os encargos de uso compartilhados devem ser
calculados proporcionalmente à data de início efetivo do uso do sistema de transmissão ou a data de
início da operação em teste prevista no ato de outorga, o que ocorrer primeiro; e
d) a Eletronorte será a responsável por efetuar o cálculo dos encargos de uso
compartilhados e faturar seus acessantes.
38. Desta forma, a métrica provisória deverá ser aplicada à distribuidora Roraima Energia S.A.
e às centrais de geração que acessarem o sistema de transmissão. O uso desse sistema de transmissão
será remunerado por meio de encargos de uso compartilhados, a serem pagos, excepcionalmente,
diretamente por meio de CCT à Eletronorte. Registra-se que, tal métrica possui eficácia até a interligação
da SE Boa Vista ao SIN. Portanto, deve ser adotada enquanto perdurar a condição de conexão em sistema
isolado por meio de ativos de transmissão compartilhados entre a UTE Jaguatirica II e a Roraima Energia
S.A.
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39. Após a interligação da SE Boa Vista ao SIN, deverá ser celebrado CUST que será faturado
com a correspondente TUST, definida nos termos da Resolução Normativa nº 559, de 2013. De forma
adicional, os ativos compartilhados na atual conexão do sistema isolado devem ser reclassificados e os
valores do encargo de conexão revistos.
40. Estimativas realizadas na Nota Técnica nº 24/2021-SRT-SGT-SRD/ANEEL apontam que a
Roraima Energia S.A. e a Azulão deverão custear, pela métrica provisória, valores da ordem de R$ 2,03
milhões/ano para cada empresa, a preços de junho de 2020, para o pagamento da RAP à Eletronorte. Na
hipótese de outras usinas acessarem o sistema de transmissão em 230 kV antes da interligação da SE Boa
Vista ao SIN, os encargos devidos devem ser proporcionalizados pelas potências líquidas constantes nas
outorgas das usinas acessantes nesse ponto de conexão.
41. Para a instalação de transmissão de interesse restrito da UTE Jaguatirica II, ou de outas
usinas, que acessarem a SE Boa Vista 230 kV, a remuneração dessas instalações deve estar considerada
nos encargos de conexão devidos no âmbito do CCT a serem celebrados entre as usinas e a Eletronorte.
42. Por fim, cabe tratar das instalações de conexão associadas à importação de energia,
referente às autorizações da RES 201/2001. No presente momento, a Eletronorte não recebe RAP
associada a esses ativos9. Adicionalmente, o prazo de vinte anos da autorização dada na RES 201/2001
finda em 6 de junho de 2021 e o Brasil não tem importado energia da Venezuela nos últimos anos.
43. O art. 7º da RES 201/2001 estabelece que, após 6 de junho de 2021, os bens e instalações
que compõem o sistema de transmissão implantado em território brasileiro vinculados à autorização
desta norma reverterão para a União, caso seja do interesse do sistema elétrico brasileiro para
cumprimento da função de integração elétrica e energética nacional ou de intercâmbio elétrico entre
Brasil e Venezuela.
44. Portanto, há necessidade de definição quanto ao interesse do sistema elétrico brasileiro na
reversão dos bens e instalações que compõem o sistema de transmissão implantado em território
brasileiro, nos termos da RES 201/2001, assunto que está em análise no MME.
Desde 31 de julho de 2019, com o término do Contrato de Suprimento de Energia Elétrica entre a Eletronorte e a Boa Vista Energia (antiga
9
denominação da Roraima Energia S.A.), a Eletronorte não recebe receita referente à Linha de Transmissão 230 kV Boa Vista-Santa Elena e
aos módulos da Subestação Boa Vista.
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II.3 Da análise da manifestação da Roraima Energia S.A.
45. A Roraima Energia S.A. manifestou preocupação e dúvidas quanto as condições de eficácia
dos atos a serem emitidos pela ANEEL, das obrigações regulatórias e eventuais penalidades por
descumprimento a serem aplicadas a concessionária, solicitou explicitação que os encargos de
transmissão a serem arcados será considerado como parcela A, e, portanto, não são gerenciáveis e
esclarecimentos sobre o cálculo do encargo de uso a ser pago e prazos para pagamento.
46. Requereu ainda que seja estabelecida metodologia para tratar de eventuais
indisponibilidades da transmissora ou geradora que impactam nos indicadores de qualidade da
concessionária e mudança da data de início dos pagamentos da RAP associada às DITs, uma vez que a
Azulão protocolou na ANEEL pedido de excludente de responsabilidade por atraso na entrada em
operação em teste da UTE Jaguatirica II para o final de outubro de 2020.
47. Via de regra, a data de eficácia dos atos administrativos da ANEEL é a partir da data de
publicação. Contudo, entendo a preocupação da Roraima Energia S.A. em relação aos prazos para eficácia,
pois a reclassificação dos ativos ensejará o estabelecimento de contratos, CCT e CUSD, que demandam
tempo.
48. Desta forma, entendo adequado estabelecer prazo para eficácia tanto da reclassificação
das instalações, que constará em resolução autorizativa, quanto da métrica provisória para pagamento
das instalações de transmissões compartilhadas, que será publicada em despacho. Avalio que o prazo de
vinte dias é suficiente para que as empresas envolvidas, Eletronorte, Roraima Energia S.A. e Azulão,
providenciem as adequações contratais necessárias. Assim, sugiro como data de eficácia dos atos a serem
emitidos pela ANEEL para 20 dias após a publicação no Diário Oficial da União.
49. Sobre a dúvida do cálculo do encargo de uso e prazos, esclareço que os encargos a serem
pagos pela Roraima Energia S.A. vão seguir a métrica provisória já descrita, com valores da ordem de R$
2,03 milhões/ano a partir do momento que iniciar a divisão dos custos com a UTE Jaguatirica II, e os prazos
devem constar no CCT a ser firmado com a Eletronorte. Em relação as penalidades e indicadores de
qualidade, a proposta ora encaminhada não muda em nada a forma de apuração corrente da Roraima
Energia S.A., motivo pelo qual entendo desnecessário estabelecer metodologia diferente para esse
processo.
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50. Quanto a solicitação de explicitação que os encargos a serem pagos pela Roraima S.A.
fazem parte da Parcela A e, portanto, não são gerenciáveis pela concessionária, explico que essa é regra
ordinária, e que não está sendo aplicada de forma excepcional nesse caso. Conforme legislação setorial e
regulamentação da ANEEL a Parcela A envolve os custos incorridos pela distribuidora relacionados às
atividades de geração e transmissão, além de encargos setoriais previstos em legislação específica e não
há aplicação diferente nesse processo.
51. Por fim, há pedido de excludente de responsabilidade apresentado pela Azulão em análise
pela ANEEL para que seja estabelecido novos marcos na outorga da UTE Jaguatirica II. A Roraima Energia
S.A. apontou que, nesse pedido, a data da operação em teste da usina está para 24 de outubro de 2021.
Desta forma, a Roraima Energia S.A. solicitou mudança nas datas de pagamento da RAP, pois, conforme
a métrica provisória, a Roraima Energia S.A. pagará os encargos sozinha até que a UTE Jaguatirica II entre
em operação em teste ou a partir da data da operação em teste constante na outorga, o que ocorrer
primeiro.
52. Ocorre que, em pese existir o requerimento da Azulão que está em fase de instrução
processual na ANEEL, a última informação prestada pela empresa à Superintendência de Fiscalização dos
Serviços de Geração, enviada em 5 de abril de 2021, indica como data prevista e data prevista crítica
(máxima) para entrada em operação das duas primeiras unidades geradores da UTE Jaguatirica II em 8 e
9 de junho de 2021. Desta forma, mantendo a Azulão as datas informadas pela ANEEL para início da
operação em teste e considerando o prazo de vinte dias para eficácia dos atos a serem emitidos, o período
em que a Roraima Energia S.A. pagará sozinha os encargos será pequeno, alguns dias, não devendo afetar
o fluxo de caixa da concessionária.
III – DIREITO
53. Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos normativos: Resolução Normativa
nº 67, de 8 de junho de 2004; Resolução Normativa nº 68, de 8 de junho de 2004; Módulo 3 das Regras e
Serviços de Transmissão aprovados pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020; e
Resolução Normativa nº 666, de 23 de junho de 2015.
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IV – DISPOSITIVO
54. Diante do exposto, e o que consta do Processo nº 48500.000527/2021-62 e
48500.001602/2011-31, voto pela emissão de Despacho, com eficácia a partir do vigésimo dia após a
publicação, com a seguinte métrica provisória até a interligação da SE Boa Vista ao SIN para definição do
encargo de uso das instalações de transmissão compartilhadas entre a distribuidora Roraima Energia S.A.
e a UTE Jaguatirica II, bem como demais centrais de geração que venham a acessar o mesmo ponto de
conexão da SE Boa Vista 230 kV:
a) até a liberação para início da operação em teste da UTE Jaguatirica II ou a data de
início da operação em teste previsto na Resolução Autorizativa nº 8.054, de 6 de agosto de 2019, o
que ocorrer primeiro, a distribuidora Roraima Energia S.A. deve arcar com os encargos de uso de
maneira exclusiva, e em base mensal, a partir da RAP homologada pela ANEEL com situação da RAP
"Ativa";
b) findo o prazo estipulado em a), a RAP devida será dividida em duas partes: 50% para
o segmento consumo (distribuidora Roraima Energia S.A.) e 50% para o segmento geração (UTE
Jaguatirica II). Da parte do consumo, a receita deve ser dividida por doze, para composição dos
encargos de uso compartilhados em base mensal. Da parte da geração, além da divisão em base
mensal, na hipótese de outros geradores acessarem o sistema de 230 kV da SE Boa Vista antes da
interligação ao SIN, os encargos de uso compartilhados serão calculados de forma proporcional a
potência líquida constante do ato de outorga de cada gerador acessante;
c) no primeiro mês de apuração, os encargos de uso compartilhados devem ser
calculados proporcionalmente à data de início efetivo do uso do sistema de transmissão ou a data de
início da operação em teste prevista no ato de outorga, o que ocorrer primeiro; e
d) a transmissora ELETRONORTE, Contrato de Concessão nº 058/2001, fica responsável
por efetuar o cálculo dos encargos de uso compartilhados, segundo a métrica disposta nos itens
acima, bem como faturar seus acessantes.
55. Voto ainda pela emissão de Resolução Autorizativa, também com eficácia a partir do
vigésimo dia após a publicação, alterando o item I.1 Anexo I da Resolução Autorizativa nº 3.587, de 10 de
11 de 12

julho de 2012, para classificar as instalações nele relacionadas como DIT.
Brasília, 11 de maio de 2021.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
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