DSP - DESPACHO 465/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Substitui a aplicação do Anexo III, pelo Anexo II, da Resolução Normativa ANEEL 427, de 2011, para as centrais geradoras termelétricas Monte Cristo (Oliveira Energia), Floresta (Oliveira Energia), Distrito (AGGREKO), Distrito (SoEnergy) e Novo Paraíso (SoEnergy), desde 01.01.2014, até a interligação de Boa Vista ao Sistema Interligado Nacional, e determina à Eletrobrás, apurar o passivo referente ao reprocessamento do reembolso para as centrais termelétricas citadas, e inclui esse valor como obrigação pendente no orçamento da CCC de 2017.
Assunto: Substituição
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-03-02
Autor: ANEEL

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VOTO
PROCESSO: 48500.003615/2015-78
INTERESSADO: Boa Vista Energia S.A.
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE GERAÇÃO – SCG
ASSUNTO: Requerimento Administrativo interposto pela Boa Vista Energia S.A., com vistas a adequar as centrais
termelétricas nos sistemas isolados, concedidas à Requerente, aos limites de consumo específico da Resolução
Normativa no 427, de 2011
I. R E L A T Ó R I O
A Resolução Normativa no 350, de 2009, replicada na Resolução Normativa no 427, de 2011,
estabelecera limites de consumo específico de combustíveis para as usinas termelétricas beneficiárias da CCC, de
modo que a quantidade consumida acima da referência (a depender do tipo e do tamanho da usina) passou a não
ser reembolsável pela Conta.
2. A Resolução Normativa no 427, de 11 de fevereiro de 2011, por sua vez, estabelece limites de
consumo específico de combustíveis para as usinas termelétricas dos sistemas isolados, das concessionárias de
distribuição que participam da sistemática de reembolso do custo total de geração pela Conta de Consumo de
Combustíveis Fósseis - CCC.
3. Segundo a Resolução Normativa no 350, de 2009, até que os limites definitivos entrassem em vigor,
houve período de transição gradativa: a primeira tabela (Anexo I), válida a partir da publicação da Resolução
Normativa no 350, de 2009, em 21 de janeiro de 2009; a segunda (Anexo II), com limites aplicáveis a partir de 1o de
janeiro de 2012 (já sob a égide da Resolução Normativa no 427, de 2011), e a última (Anexo III), definitiva, válida a
partir de 1o de janeiro de 2014.
4. O art. 2 da Portaria MME no 396, de 5 de novembro de 2013, alterado pela Portaria MME no 6, de 6
de janeiro de 2014, estabelece que:

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Art. 2º Fica indicada a concessionária Boa Vista Energia S.A. como agente responsável pela
realização de Chamada Pública, nos termos do art. 9º, inciso III, do Decreto nº 7.246, de 2010,
observadas as seguintes diretrizes:
I. Prazo de contratação da disponibilidade atual e nova será até a efetiva interligação do Sistema
Isolado de Boa Vista ao Sistema Interligado Nacional – SIN, conforme Portaria MME nº 258, de 2
de agosto de 2013;
II. Manutenção dos 60 MW atuais de disponibilidade de potência contratada;
III. Além dos 60 MW já contratados, mais 110,8 MW de disponibilidade de potência a ser
contratados em 2014; e
IV. Além dos 170,8 MW contratados em 2014, mais de 18,3 MW em 2015, totalizando 189,1 MW.
5. Por meio da Carta CTA DR no 21/2014, de 19 de março de 2014, a Boa Vista Energia S.A. solicitou
à ANEEL ponderar a aplicação do limite de consumo específico estabelecido no Anexo III da Resolução Normativa
no 427 (válido a partir de jan/2014) às suas centrais termelétricas, em função da iminente contratação de novos
agentes geradores de energia elétrica. Mediante a Carta CTA DR no 53/2014, de 10 de setembro de 2014, a Boa
Vista Energia acrescentou informações sobre o assunto.
6. A Boa Vista Energia, por intermédio da Carta no 46/2015, de 18 de junho de 2015, reiterou o pleito,
fundamentada nas decisões favoráveis da Agência para a Eletrobras Eletronorte (Despacho no 251, de 2014), a
Celpa (Despacho no 2.868, de 2014) e a CEA (Resolução Autorizativa no 4.760, de 2014),
7. Pela Carta no 63/2015, de 27 de agosto de 2015, a Distribuidora apresentou os aspectos que
levaram à implantação das usinas com as características atuais, justificando tais ações e permitindo adequada
avaliação do pleito de excepcionalidade.
8. A Concessionária, na Carta no 2/2016, de 15 de janeiro de 2016, reiterou o pedido, enfatizando que
fossem utilizados os limites do Anexo II da Resolução Normativa no 427, de 2011, conforme descrito abaixo:
a) Unidades geradoras com potência entre 751 e 2.500 kW: limites de consumo específico de
0,289 l/kWh e
b) Unidades geradoras com potência entre 2.501 e 10.000 kW: limites de consumo específico de
0,283 l/kWh.
9. A SRG, na Nota Técnica no 11/2016-SRG/ANEEL, de 4 de fevereiro de 2016, concluiu pela
admissibilidade de substituir a aplicação do Anexo III pelo Anexo II da Resolução Normativa no 427, de 2011, para
as centrais geradoras Monte Cristo (Oliveira Energia), Floresta (Oliveira Energia), Distrito (AGGREKO), Distrito

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(SoEnergy) e Novo Paraíso (SoEnergy), desde 1o de janeiro de 2014, até a interligação de Boa Vista ao SIN, haja
vista que
30. [...] as unidades geradoras foram implantadas sob circunstâncias de tempo e mercado que
as impediram de atender o Anexo III da REN nº 427/2011. Somente contratos de longo prazo
poderiam justificar como economicamente viáveis eventuais investimentos de eficientização
dessas máquinas.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
10. Ao analisar o caso, a SRG informou que, em obediência ao comando da Portaria, a Boa Vista
Energia contratara, por chamada pública, empresas especializadas em geração de energia elétrica, para garantir o
suprimento ao estado de Roraima, até a interligação ao Sistema Interligado Nacional – SIN, que ocorrerá por meio
de linha de transmissão de 500 kV, proveniente de Manaus, no estado do Amazonas.
11. Em 31 de março e 4 de abril de 2014, respectivamente, a SOENERGY – Sistemas Internacionais de
Energia firmou o Contrato PRS OC 10212/2014, tendo como objeto os lotes 2 e 3 da Chamada Pública 1/2014; a
Oliveira Energia assinou o Contrato PRS OC 10212/2014, tendo como objeto o lote 1 dessa Chamada Pública.
12. A SRG, com base em informações da Boa Vista Energia, assinalou que, durante a elaboração do
projeto básico, foi necessário prestar informações, para subsídiar a formação do preço da energia elétrica, cujo
principal elemento era o consumo específico das unidades geradoras. Desse modo, foram emitidas cartas consulta
às potenciais empresas de locação de máquinas, para obter informações sobre o consumo específico das unidades
geradoras a serem utilizadas.
13. Como resposta, a Boa Vista Energia foi informada que as máquinas disponíveis no mercado não
atingiriam os limites de consumo específico determinados pela ANEEL, com a entrada em vigor do Anexo III da
Resolução Normativa no 427, de 2011.
14. A BR Distribuidora também foi consultada quanto à possibilidade de atendimento utilizando-se óleo
combustível OCA1. Como resposta, informou que "[...] atualmente não existe estrutura quer na refinaria de Manaus,
quer nas distribuidoras instaladas em Manaus e em Boa Vista para atender 18.000 ton/mês de OC-A1 e também
não existe estrutura logística para trazer e/ou movimentar este volume, caso persista a decisão de consumir OCA1".

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15. Para evitar licitação sem proponentes, que comprometeria o abastecimento de energia, em razão do
iminente agravamento dos problemas de interligação com a Venezuela, a Boa Vista adotou os dados de consumo
específico das máquinas à disposição no mercado, como se descreve a seguir.
16. As unidades geradoras locadas pela Boa Vista Energia são constituídas por motores de combustão
interna (a pistão) ciclo Diesel, fornecidos pelos fabricantes Cummins e Caterpillar. O consumo específico máximo
aceitável, nos editais dessas contratações, foi de 0,285 l/kWh, ou seja, abaixo do limite de 0,290 l/kWh, da faixa de
potência a partir de 20.001 kW, previsto no Anexo I da Resolução no 427, de 2011, porém, acima dos limites
previstos nos Anexos II e III.
17. Diante disso, a excepcionalidade do consumo específico para as centrais termelétricas existentes e
para as que serão instaladas, em atendimento às Portarias MME nos 396/2013 e 6/2014, solicitada pela Boa Vista
Energia, fundamentou-se nos seguintes argumentos:
a) a evolução de performance de 2013 para 2014 mostrou-se inviável do ponto de vista técnico,
embora os valores históricos alcançados pelas centrais geradoras se situassem abaixo dos
limites previstos nos Anexos I e II da Resolução no 427, de 2011;
b) a Concessionária não tinha condições de adaptar seu parque gerador, para atender ao Anexo III
da Resolução no 427, de 2011, pois resultaria em investimento significativo, por ter que substituir
todas as unidades geradoras, e
c) a Concessionária não tinha responsabilidade sobre os problemas de abastecimento oriundos da
Venezuela, tampouco sobre o atraso nas obras de conexão ao SIN, não tendo como interferir no
andamento do processo ou contribuir para sua celeridade.
18. Sobre o pedido para que fossem utilizados os limites de consumo específico do Anexo II da
Resolução Normativa no 427, de 2011, de 0,289 l/kWh para as unidades geradoras com potência entre 751 e 2.500
kW, e de 0,283 l/kWh, para as com potência entre 2.501 e 10.000 kW, a SRG esclareceu que a Norma sempre
considerou os limites de consumo específico por central geradora, não por unidade geradora, consoante dispõe o
§1o do art. 12 da Resolução no 427, de 2011, transcrito a seguir:
Art. 12. .............................................................................
§1º Os limites de que trata o caput representam valores máximos de consumo específico de
combustíveis por central geradora, prevalecendo, para cada central geradora, o menor valor
estabelecido em contrato (para empreendimento de geração contratado por agente de distribuição)
e o valor médio verificado no ano civil anterior com tolerância de 5% (cinco por cento), caso sejam
inferiores ao respectivo limite. (grifo nosso)

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19. Desse modo, os valores do Anexo III estão sendo praticados, para reembolso, desde o início de
2014, não por unidade geradora, mas sim se considerando a capacidade instalada total da central termelétrica. A
Tabela 1 apresenta os limites de consumo específico para as Usinas contratadas:
Tabela 1 – Centrais termelétricas da Boa Vista Energia
Limites de consumo Limites de consumo
Potência

Usina específico – Anexo II específico – Anexo III
Instalada (MW)
(l/kWh) (l/kWh)

| Monte Cristo (Oliveira Energia) | 97,10 | 0,283 | 0,21 |
| --- | --- | --- | --- |
| Floresta (Oliveira Energia) | 40,00 | 0,283 | 0,21 |
| Distrito (AGGREKO) | 20,00 | 0,283 | 0,253 |
| Distrito (SoEnergy) | 20,00 | 0,283 | 0,253 |
| Novo Paraíso (SoEnergy) | 12,00 | 0,283 | 0,253 |

Fonte: Nota Técnica no 11/2016-SRG/ANEEL, de 4 de fevereiro de 2016.
20. Depreende-se da Tabela 1 que a migração do limite de eficiência de 0,283 l/kWh para 0,21 l/kWh
(UTEs Monte Cristo e Floresta) representou 25,8% de variação, ao passo que a de 0,283 l/kWh para 0,253 l/kWh
(UTEs Distrito Aggreko, Distrito SoEnergy e Novo Paraíso) representou 10,6% de variação.
21. As argumentações da Boa Vista Energia concentraram-se no fato de que o atendimento aos limites
definitivos de consumo específico (Anexo III da Resolução no 427, de 2011) somente seria possível com a
realização de expressivos investimentos nas unidades geradoras das centrais termelétricas, algo que não se
justificaria economicamente, considerando-se o prazo de operação remanescente dessas Centrais.
22. O prazo de operação seria até a interligação do município de Boa Vista ao SIN. De acordo com o
relatório de acompanhamento desse Empreendimento, constante do Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET
da ANEEL, a data informada pela Transnorte, concessionária responsável pelo empreendimento, para o início da
operação comercial, foi 4 de abril de 2018.
23. Diante disso, a SRG concluiu, com o que se concorda, que o pleito da Distribuidora encontrava
razoabilidade, uma vez que não se justificavam economicamente investimentos em infraestrutura para suprimento
de óleo combustível (tanques de armazenagem, balsas, caminhões tanques serpentinados), que propiciariam
ganhos de eficiência às centrais geradoras, dada a inexistência de contratos de longo prazo, bem como exíguos
prazos de operação.
24. Salienta-se que já houve decisões favoráveis nesta Agência pelos Despachos no 251/2014 e no
2.868/2014 e pela Resolução Autorizativa no 4.760/2014.

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25. Assim, diante da recomendação favorável da SRG, bem como dos precedentes citados neste Voto,
não há óbices, para atender ao pleito da Boa Vista Energia de substituir a aplicação do Anexo III pelo Anexo II da
Resolução Normativa no 427, de 2011, para as centrais geradoras Monte Cristo (Oliveira Energia), Floresta (Oliveira
Energia), Distrito (AGGREKO), Distrito (SoEnergy) e Novo Paraíso (SoEnergy), desde 1o de janeiro de 2014, até a
interligação de Boa Vista ao SIN. Ressalta-se que devem ser preservados os demais critérios de corte estabelecidos
na Norma, ou seja, o menor valor dentre o definido em contrato, o medido no ano anterior e o constante do Anexo II.
26. A SRG sugeriu, ainda, em razão de a aplicação dos novos limites envolver o reprocessamento da
CCC para diversas competências, que a gestora do Fundo CCC deveria apurar o passivo referente ao
reprocessamento da CCC para as Centrais Termelétricas e incluir esse valor como obrigação pendente para o
orçamento da CCC de 2017.
III. D I R E I T O
27. A legalidade do assunto encontra amparo nos seguintes dispositivos:
a) Lei no 12.111, de 9 de dezembro de 2009;
b) Decreto no 7.246, de 28 de julho de 2010;
c) Resolução Normativa no 427, de 22 de fevereiro de 2011.
IV. D I S P O S I T I V O
28. A partir de tal análise e das considerações apresentadas no Processo no 48500.003615/2015-78,
voto por
a) substituir a aplicação do Anexo III pelo Anexo II da Resolução Normativa no 427, de 2011, para
as centrais geradoras Monte Cristo (Oliveira Energia), Floresta (Oliveira Energia), Distrito
(AGGREKO), Distrito (SoEnergy) e Novo Paraíso (SoEnergy), desde 1o de janeiro de 2014, até
a interligação de Boa Vista ao SIN, e
b) determinar à Eletrobrás, na condição de gestora do Fundo CCC, apurar o passivo referente ao
reprocessamento do reembolso para as centrais termelétricas listadas no item a) e incluir esse
valor como obrigação pendente no orçamento da CCC de 2017.
Brasília, 23 de fevereiro de 2016.

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ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor