DSP - DESPACHO 1658/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Indefere o requerimento de providência cautelar da Energimp e da Tecneira, tendo em vista a decisão sobre o mérito dos respectivos processos; indefere os pleitos da Furnas e do FIP Caixa Milão, Comercial Mineira e EBDP, Energimp e Tecneira de alteração do cronograma de implantação das Centrais Geradoras Eólio-elétricas Bom Jesus, Cachoeira, Pitimbu, São Caetano, São Caetano I, São Galvão, Carnaúba I, Carnaúba II, Carnaúba III, Carnaúba V, Cervantes I, Cervantes II, Punaú I, Pau Brasil, São Paulo, Famosa I, Rosada, Ventos de Santo Inácio, Ventos de São Geraldo, Ventos de Sebastião, Ventos de Santa Rosa, Araras, Garças, Lagoa Seca, Vento do Oeste, Cataventos do Paracuru I; e nega reconhecimento de excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação dos citados empreendimentos.
Assunto: Indeferimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-30
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.005385/2013-10, 48500.005382/2013-86, 48500.005383/2013-21, 48500.005380/2013-97,

| 48500.005372/2013-41, | 48500.005375/2013-84, | 48500.005379/2013-62, | 48500.005381/2013-31, |
| --- | --- | --- | --- |
| 48500.005378/2013-18, | 48500.005371/2013-04, | 48500.005373/2013-95, | 48500.005370/2013-51, |
| 48500.005374/2013-30, | 48500.004557/2011-76, | 48500.004559/2011-65, | 48500.004556/2011-21, |
| 48500.004558/2011-11, | 48500.004565/2011-12, | 48500.004566/2011-67, | 48500.004567/2011-10, |
| 48500.004564/2011-78, | 48500.001182/2010-10, | 48500.001166/2010-19, | 48500.001164/2010-20, |

48500.001145/2010-01 e 48500.004379/2011-83.
INTERESSADOS: Furnas e FIP Caixa Milão, Comercial Mineira e EBDP, Energimp e Tecneira.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: ASSESSORIA/DIRETORIA
ASSUNTO: Análise do requerimento de alteração do cronograma de implantação das Centrais Geradoras Eólicas
afetadas pela Recuperação Judicial da empresa Wind Power Energy S.A.
I. RELATÓRIO
1. Na Tabela 1 estão listados os empreendimentos cujos pleitos serão analisados neste voto. Eles
estão divididos em 5 (cinco) Complexos, de modo a facilitar referências ao longo do texto.
Central Potência

Geradora Ato de Instalada/ N°
Titular da outorga Localização

Eólica Outorga de Unidades
(EOL) Geradoras
PRT n°166 de 18.000 kW

Bom Jesus Bom Jesus Eólica S.A. Itapipoca/CE
14/04/2014 9 UG
PRT n°167 de 12.000 kW

Cachoeira Cachoeira Eólica S.A Itapipoca/CE
14/04/2014 6 UG
PRT n°120 de 18.000 kW

Pitimbu Pitimbu Eólica S.A Itapipoca/CE
24/03/2014 9 UG
PRT n°165 de 25.200 kW

São Caetano São Caetano Eólica S.A. Itapipoca/CE
14/04/2014 14 UG

São Caetano I Eólica PRT n°164 de 18.000 kW
São Caetano I Itapipoca/CE

S.A 14/04/2014 10 UG
1

COMPLEXO PRT n°126 de 22.000 kW
São Galvão São Galvão Eólica S.A. Itapipoca/CE
25/03/2014 11 UG

PRT n°305 de 22.000 kW Maxaranguape/R
Carnaúba I Carnaúba I Eólica S.A.
07/07/2014 11 UG N

PRT n°310 de 18.000 kW Maxaranguape/R
Carnaúba II Carnaúba II Eólica S.A.
07/07/2014 9 UG N

PRT n°311 de 16.000 kW Maxaranguape/R
Carnaúba III Carnaúba III Eólica S.A.
07/07/2014 8 UG N
PRT n°309 de 24.000 kW

Carnaúba V Carnaúba V Eólica S.A. Rio do Fogo/RN
07/07/2014 12 UG
PRT n°313 de 16.000 kW

Cervantes I Cervantes I Eólica S.A. Rio do Fogo/RN
07/07/2014 8 UG

Cervantes II Cervantes II Eólica S.A. PRT n°312 de 12.000 kW Rio do Fogo/RN

07/07/2014 6 UG
PRT n°308 de 24.000 kW

Punaú I Punaú Eólica S.A. Rio do Fogo/RN
07/07/2014 12 UG
Central Elétrica Pau PRT n°184 de 15.000 kW 6
Pau Brasil Icapuí/CE
Brasil S.A 26/03/2012 UG
2
Central Eólica São PRT n°186 de 17.500 kW 7
COMPLEXO São Paulo Icapuí/CE
Paulo S.A. 26/03/2012 UG
Central Eólica Famosa I PRT n°315 de 22.500 kW 9
Famosa I Tibau/RN
S.A. 24/05/2012 UG

Central Eólica Rosada PRT n°182 de 30.000 kW
Rosada Tibau/RN

S.A. 31/05/2013 12 UG
Nova Ventos de Santo

Ventos de PRT n°183 de 30.000 kW
Inácio Energias Tianguá/CE

Santo Inácio 26/03/2012 15 UG
Renováveis S.A.
Nova Ventos de São

Ventos de São PRT n°140 de 30.000 kW
3 Geraldo Energias Tianguá/CE

COMPLEXO Geraldo 16/03/2012 15 UG
Renováveis S.A.
Nova Ventos de São

Ventos de PRT n°226 de 30.000 kW
Sebastião Energias Tianguá/CE

Sebastião 13/04/2012 15 UG
Renováveis S.A.
Nova Ventos de Santa

Ventos de PRT n°138 de 30.000 kW
Rosa Energias Tianguá/CE

Santa Rosa 16/03/2012 15 UG
Renováveis S.A.
PRT n°563 de 30.000 kW

Araras Nova Eólica Araras S.A. Acaraú/CE
10/06/2010 20 UG
4 PRT n°566 de 30.000 kW

COMPLEXO Garças Nova Eólica Garças S.A. Acaraú/CE
15/06/2010 20 UG
Nova Eólica Lagoa Seca PRT n°605 de 19.500 kW
Lagoa Seca Acaraú/CE

S.A. 30/06/2010 13 UG
Nova Eólica Vento do PRT n°745 de 19.500 kW
Vento do Oeste Acaraú/CE

Oeste S.A. 25/08/2010 13 UG
5
COMPLEXO Tecneira Acaraú

Cataventos Geração e PRT n° 129 de 30.000 kW
Acaraú/CE

Paracuru I Comercialização de 13/03/2012 15 UG
Energia Elétrica S.A.
Tabela 1 - Informações referentes aos empreendimentos
2. As Centrais Geradoras Eólicas comercializaram energia em diversos Leilões de Energia, conforme
apresentado na Tabela 2.
Tabela 2 – Leilões nos quais as EOL envolvidas venderam energia
Data de
Leilão
realização

| COMPLEXO 1 | Leilão de Energia de Reserva n° 005/2013 (LER 005/2013) | 23/08/2013 |
| --- | --- | --- |
| COMPLEXOS 2 e 3 | Leilão de Energia de Reserva n° 003/2011 (LER 003/2011) | 18/08/2011 |
| COMPLEXO 4 | Leilão de Energia de Reserva n° 003/2009 (LER 003/2009) | 14/12/2009 |
| COMPLEXO 5 | Leilão de Energia Nova n° 002/2011 – tipo A-3 (LEN 002/2011) | 17/08/2011 |

3. Em 16/07/2014, a empresa Tecneira (correspondência s/n°) – interessada nas usinas integrantes do
Complexo 5 – solicitou1 alteração do cronograma de implantação do empreendimento, complementando2 as
1
Correspondência s/nº, de 16 de julho de 2014 (SIC 48513.024523/2014-00).

informações por diversas vezes até 07/10/2015, quando apresentou uma proposta na qual definiu parâmetros que
poderiam – segundo ela – viabilizar a implantação do projeto.
4. Em 05/08/2014, o Juiz da 2a Vara Cível da Comarca de Cabo de Santo Agostinho, estado de
Pernambuco, decretou falência da empresa WPE, decisão que foi revogada em 12/08/2014.
5. Em 05/12/2014, a WPE protocolou pedido de Recuperação Judicial perante a 4ª Vara Cível da
Comarca de Cabo de Santo Agostinho, estado de Pernambuco, apresentando o Plano de Recuperação.
6. Em 09/02/2015, a empresa Energimp - interessada nas usinas integrantes do Complexo 4 –
solicitou3 ajustes na data de suprimento dos respectivos parques eólicos pelo prazo de 18 (dezoito) meses da data
de aprovação do plano de recuperação judicial da WPE. Retificando4 o pedido, em 15/04/2015, quando solicitou a
postergação da data de início de suprimento para 1º/07/2021.
7. Em 13/02/2015, a Energimp - interessada nas usinas integrantes do Complexo 3 – protocolou5
pedido de postergação das datas dos respectivos suprimentos pelo prazo de 3 (três) anos a contar da data de
aprovação do plano de recuperação judicial da WPE, ou, alternativamente, dos cronogramas de implantação dos
empreendimentos pelo mesmo período. Retificando6 o pedido, em 15/04/2015, quando solicitou a postergação da
data de início de suprimento para 1º/07/2021.
8. Em 27/04/2015, as empresas Furnas e o FIP Caixa Milão (correspondência s/n°) - interessadas nas
usinas integrantes do Complexo 1, solicitaram7 alteração do cronograma de implantação e da data de início do
suprimento dos Contratos de Energia de Reserva (CER) das respectivas centrais geradoras, complementando8 as
informações até 05/08/2015, quando apresentaram alternativas para a adequação dos correspondentes
cronogramas.
9. Em 11/06/2015, as empresas Comercial Mineira e EBDP (correspondência n° CRT-PF-SCG-000115) - interessadas nas usinas integrantes do Complexo 2 -, solicitaram9 alteração do cronograma de implantação e
da data de início do suprimento dos CER das respectivas centrais geradoras, complementando10 as informações até
09/09/2015.
10. Por meio dos Memorandos11 n° 378/2015-SCG/ANEEL, n° 414/2015-SCG/ANEEL e n° 419/2015SCG/ANEEL, a SCG solicitou da SRM análise das propostas apresentadas pelas interessadas nas usinas
integrantes dos Complexos 1, 2 e 5 e os possíveis rebatimentos nos contratos associados, o que foi respondido por
meio das Notas Técnicas12 n° 241/2015-SRM/ANEEL, n° 286/2015-SRM/ANEEL e n° 80/2016-SRM/ANEEL.
2 Correspondência s/nº, de 11 de agosto de 2014 (SIC 48513.026305/2014-00), Correspondência s/nº, de 12 de agosto de 2014 (SIC 48513.026833/2014-00),
Correspondência s/nº, de 29 de agosto de 2014 (SIC 48513.029032/2014-00), Correspondência s/nº, de 27 de agosto de 2014 (SIC 48513.036937/2014-00),
Correspondência s/nº, de 14 de julho de 2015 (SIC 48513.020686/2015-00) e Correspondência s/nº, de 25 de setembro de 2015 (SIC 48513.027715/2015-00).
3 Carta CEII/SP/REG/2015/094, de 5 de fevereiro de 2015 (SIC 48513.003625/2015-00).
4 Carta EN/SP/REG/2016/017, de 14 de abril de 2015 (SIC 48513.009374/2016-00)
5 Carta CEIV/SP/REG/2015/009, de 13 de janeiro de 2015 (SIC 48513.005228/2015-00).
6 Carta EN/SP/REG/2016/017, de 14 de abril de 2015 (SIC 48513.009374/2016-00)
7
Correspondência s/nº, de 2 de abril de 2015 (SIC 48513.011884/2015-00).
8 Correspondência s/nº, de 27 de abril de 2015 (SIC 48513.011887/2015-00), Correspondência s/nº, de 6 de maio de 2015 (SIC 48513.012447/2015-00) e
Correspondência s/nº, de 5 de agosto de 2015 (SIC 48513.021160/2015-00).
9 Correspondência, de 29 de maio de 2015 (SIC 48513.016570/2015-00).
10 Correspondência nº CRT-PF-SCG-0004-15, de 4 de setembro de 2015 (SIC 48513.024407/2015-00).
Memorando n° 378/2015-SCG/ANEEL, de 14 de setembro de 2015 (SIC 48524.010113/2015-00), Memorando n° 414/2015-SCG/ANEEL, de 8 de outubro de 2015 (SIC
11
48524.013274/2015-00) e Memorando n° 419/2015-SCG/ANEEL, de 14 de outubro de 2015 (SIC 48524.013747/2015-00).
12 Nota Técnica n° 241/2015-SRM/ANEEL, de 3 de novembro de 2015 (SIC 48580.002432/2015-00), Nota Técnica n° 286/2015-SRM/ANEEL, de 18 de dezembro de 2015
(SIC 48580.002768/2015-00) e Nota Técnica n° 80/2016-SRM/ANEEL, de 11 de março de 2016 (SIC 48580.000631/2016-00).

11. Entre 2014 e 2016, os processos foram a mim distribuídos, por conexão.
12. Em 23/03/2016, a Tecneira requereu medida cautelar para que fosse determinada a suspensão dos
CUST celebrados pelo agente, com o respectivo sobrestamento de quaisquer obrigações, assim como que não mais
se realizem novas cobranças pelas concessionárias transmissoras pelo uso dos sistemas.
13. Em 11/05/2016, a SCG (Nota Técnica nº 309/2016-SCG/ANEEL) analisou os requerimentos
apresentados pelas geradoras e apresentou sua recomendação.
14. Em 26/04/2016, a Energimp requereu providência cautelar para que as obrigações regulatórias e
contratuais relativas aos seus empreendimentos fossem suspensas até o julgamento em definitivo do pedido
formulado de alteração dos marcos de outorga e dos contratos regulados em face da falência do fornecedor dos
aerogeradores das usinas.
15. Em 01/06/2016, a Energimp reiterou o pedido de providência cautelar formulado indicando que está
sofrendo cobranças por parte da CCEE que podem resultar em processo de desligamento da empresa naquela
Câmara. Segundo a interessada, a deliberação efetiva do processo vir a afetar a razão da cobrança.
16. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
17. Tratam-se das solicitações para alteração dos cronogramas de implantação e/ou datas de início do
suprimento das Centrais Geradoras Eólicas relacionadas na Tabela 1 formuladas por Furnas e FIP Caixa Milão –
Complexo 1 –,Comercial Mineira e EBDP – Complexo 2 –, Energimp – Complexos 3 e 4 –, e Tecneira – Complexo
5. As quantidades de energia comercializada, inícios de suprimento e data proposta para início de suprimento estão
discriminadas na Tabela 3. Com a alteração solicitada as interessadas pretendem deslocar o início dos respectivos
suprimentos conforme também discriminado na Tabela 3.
Tabela 3 - Energia comercializada e início de suprimento atual e proposto
Garantia Energia
Início de Data Proposta para Início de

EOL Física Comercializada
Suprimento Suprimento
(kWmédios) (Lotes13)

| Bom Jesus | 8.100 | 79 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Cachoeira | 5.000 | 48 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Pitimbu | 7.200 | 64 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| São Caetano | 11.000 | 101 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| São Caetano I | 7.700 | 64 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| São Galvão | 9.500 | 92 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Carnaúba I | 9.400 | 91 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Carnaúba II | 7.300 | 71 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Carnaúba III | 7.500 | 71 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Carnaúba V | 10.100 | 98 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Cervantes I | 7.100 | 69 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Cervantes II | 5.600 | 54 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Punaú I | 11.000 | 107 | 01/09/2015 | 24 meses após a decisão da Diretoria |
| Pau Brasil14 | 7.700 | 71 | 01/11/2016 | 1º de julho de 2018 |

Cada lote equivale a 0,1 MWmédio.
13
14 Empreendimentos tiveram os seus cronogramas alterados, pelo Despacho n° 4.083/2013. O qual concedeu prazo adicional de 2 meses para a sua entrada em operação
comercial, a contar do início da operação comercial das instalações de transmissão da Subestação Mossoró IV, cuja data prevista no Sistema de Gestão da Transmissão
(SIGET), atualizado em 11 de março de 2016, é 30 de agosto de 2016.

| São Paulo18 | 8.100 | 76 | 01/11/2016 | 1º de julho de 2018 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Famosa I18 | 11.100 | 104 | 01/11/2016 | 1º de julho de 2018 |
| Rosada18 | 13.400 | 125 | 01/11/2016 | 1º de julho de 2018 |
| Vento de Santo Inácio15 | 13.200 | 132 | 01/09/2016 | 1º de julho de 2021 |
| Ventos de São Geraldo19 | 14.600 | 146 | 01/09/2016 | 1º de julho de 2021 |
| Ventos de Sebastião19 | 13.400 | 134 | 01/09/2016 | 1º de julho de 2021 |
| Ventos de Santa Rosa19 | 13.500 | 135 | 01/09/2016 | 1º de julho de 2021 |
| Araras | 12.600 | 120 | 08/04/2014 | 1º de julho de 2021 |
| Garças | 13.290 | 130 | 30/07/2013 | 1º de julho de 2021 |
| Lagoa Seca | 8.110 | 80 | 08/04/2014 | 1º de julho de 2021 |
| Vento do Oeste | 7.810 | 70 | 08/04/2014 | 1º de julho de 2021 |
| Cataventos Paracuru I | 14.200 | 142 | 01/09/2014 | Janeiro de 2019 |

18. Os pedidos para alteração desses cronogramas foram motivados pela impossibilidade – segundo
alegam as interessadas – de implantar as Centrais Geradoras Eólicas no prazo estabelecido, uma vez que a WPE,
fornecedora dos aerogeradores, está enfrentando um processo de Recuperação Judicial e não teria cumprido com
os prazos de entrega dos equipamentos. Em razão disso, alegam estar caracterizado evento excludente de
responsabilidade pelo atraso no início da operação comercial.
19. Cada uma das interessadas apresentou solicitações com alguma peculiaridade. Será apresentada,
a seguir, uma síntese das alegações e dos pleitos por complexo.
II.1 – DA PROPOSTA PARA AS EÓLICAS INTEGRANTES DO COMPLEXO 1
20. As interessadas nas usinas integrantes do Complexo 1 - Furnas e FIP Caixa Milão – alegam que, a
despeito da diligência na escolha do fornecedor de aerogeradores, a situação econômico financeira da WPE
começou a deteriorar-se, o que levou à incapacidade em cumprir com os prazos de entrega dos equipamentos.
21. Assim, diante do iminente risco de não receber os aerogeradores, informaram ter realizado
pagamentos diretamente a fornecedores da WPE e efetuaram um adiantamento de 20% dos valores previstos nos
contratos, com o intuito de amenizar ou até evitar um impacto negativo nos cronogramas de implantação dos
parques. Porém, não receberam os aerogeradores no prazo acordado, decidindo formalizar a rescisão com a WPE
e iniciaram o processo de contratação de novo fornecedor, culminando na escolha da empresa HZ Windpower (HZ).
22. Nesse contexto, solicitaram postergação da entrada em operação comercial, apresentando uma
proposta nas seguintes condições: (i) os termos iniciais dos CER sejam prorrogados para até 24 meses após a
decisão da Diretoria Colegiada, (ii) os termos finais dos CER sejam prorrogados pelo mesmo período, de forma a
manter-se o período de suprimento dos contratos, (iii) as penalidades regulatórias e contratuais pelos
descumprimentos do cronograma original sejam afastadas. A geradora se propôs a pagar, como contribuição à
modicidade tarifária, o valor equivalente a 20% da multa da Cláusula 13 dos CER. Tal pagamento ocorreria por meio
da redução de 5% da Receita Fixa dos empreendimentos a partir do 17° ano dos CER.
23. Para sustentar esse requerimento as interessadas alegam que neste caso estão presentes
requisitos para o reconhecimento de excludente de responsabilidade, uma vez que foram impactados por eventos
imprevisíveis e a elas não imputáveis.
15 Empreendimentos tiveram os seus cronogramas alterados, pelo Despacho n° 253/2015. O qual concedeu prazo adicional de 2 meses para a sua entrada em operação
comercial, a contar do início da operação comercial das instalações de transmissão da Subestação Ibiapina II, cuja data prevista no SIGET, atualizado em 11 de março
de 2016, é 30 de junho de 2016.

24. De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de
2016, publicado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), nenhum dos parques deste
complexo iniciou suas obras.
II.2 – DA PROPOSTA PARA AS EÓLICAS INTEGRANTES DO COMPLEXO 2
25. As interessadas nas usinas integrantes do Complexo 2 - Comercial Mineira e EBDP - informaram
que os projetos iniciais apresentados para habilitação técnica junto à Empresa de Pesquisa Energética (EPE), por
ocasião do LER 003/2011, foram elaborados utilizando aerogeradores da empresa Fuhrlânder, a qual entrou com
um pedido de concordata, obrigando-as a encontrar outro fornecedor, optando pela WPE.
26. Como no caso das empresas do Complexo 1, alegam que essa escolha ocorreu de forma diligente e
ponderada, pois a companhia era uma das maiores fabricantes de aerogeradores do país.
27. Segundo as requerentes, mesmo com a contratação de um novo fornecedor de equipamentos (o
terceiro nesse caso) para atender às obrigações dos CER, nenhuma empresa conseguiria entregar os
equipamentos a tempo hábil para conclusão das usinas.
28. A empresa pré-selecionada para o fornecimento dos aerogeradores foi a HZ, a qual informou que
poderia entregar as máquinas a partir do segundo semestre de 2017, desde que o contrato fosse celebrado dentro
de 60 a 90 dias. Neste ponto, cabe ressaltar que, de acordo com as interessadas, a assinatura do contrato de
fornecimento está pendente, dentre outras condições, de financiamento do BNDES e equacionamento das questões
regulatórias junto à ANEEL.
29. As interessadas afirmam que, devido a essa nova mudança de fornecedor, os indicadores de
resultados dos empreendimentos ficaram em um patamar muito abaixo do requerido pelos acionistas, em razão do
expressivo aumento no CAPEX16.
30. Portanto para realizar a implantação das usinas do Complexo 2, as empresas apresentaram as
seguintes condições: (i) alteração da data de início de operação comercial das centrais para até 30/06/2018, em
caráter independente da disponibilização das instalações de transmissão; (ii) estabelecimento de novo período de
suprimento dos CER, devendo ele ser iniciado em 1º/07/2018 e sendo mantido o prazo de suprimento de 20 (vinte)
anos, com deslocamento, pelo mesmo período, de todas e quaisquer obrigações relacionadas aos contratos e (iii)
afastamento de todas e quaisquer penalidades previstas na regulamentação em razão do descumprimento do
cronograma dos empreendimentos.
31. Para sustentar esse requerimento os empreendedores alegam que: a) Não podem ser
responsabilizados pelo episódio da insolvência da WPE, pois a ocorrência era impossível de ser prevista à época de
sua contratação; b) Nem o atraso na entrega da energia ou da entrada em operação comercial dos
empreendimentos implicam novos ônus para a CONER17; e c) Mesmo com o afastamento de quaisquer penalidades
pelo atraso no suprimento da energia, a rescisão dos CER e recontratação da energia em leilões futuros seria muito
mais onerosa para o consumidor.
32. De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de
2016, publicado pela SFG, nenhum dos parques deste complexo iniciou suas obras.
16 No ambiente de projetos, CAPEX (Capital Expenditure) designa o montante de investimentos necessários para adquirir ou introduzir melhorias em ativos físicos.
17 A Conta de Energia de Reserva (CONER) é um tipo de conta corrente específica administrada pela CCEE, por meio da qual a Câmara realiza o pagamento aos
geradores que comercializaram energia nos leilões de energia de reserva.

III.3 – DA PROPOSTA PARA AS EÓLICAS INTEGRANTES DO COMPLEXO 3
33. Assim como nos outros casos, a interessada nas usinas integrantes do Complexo 3 - Energimp -
pretende que se ajuste as datas de início de suprimento das Centrais Geradoras Eólicas, para 1°/07/2021.
Alternativamente, requereu igualmente a prorrogação do cronograma, no mesmo período, de forma a possibilitar a
substituição da fornecedora, considerando o cronograma de fornecimento a ser apresentado.
34. Conforme indicou a SCG, a WPE é responsável por 55% das ações da Energimp, sendo o restante
controlado pelo Fundo de Investimento do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FI – FGTS), mas mesmo
assim, a interessada justifica seu pleito argumentando que ocorrera uma álea econômica extraordinária dado que
seu fornecedor estava em recuperação judicial, fato não previsível e que só foi conhecido no dia 12/01/2015.
35. Anteriormente as interessadas solicitaram a concatenação do cronograma de suas usinas com a
conclusão do sistema de transmissão da SE Ibiapina II. O pleito foi deferido18 na 3ª Reunião Pública Ordinária,
ocorrida em 03/02/2015.
36. A Energimp, inicialmente havia solicitado a postergação do suprimento pelo prazo de 3 anos a
contar da data de aprovação do plano de Recuperação Judicial apresentado pela WPE, no entanto retificou este
pedido, indicando que só seria viável o início do suprimento de energia das usinas do Complexo 3 em 1°/07/2021,
pois terão de ser adquiridos novos equipamentos junto a outro fornecedor e, consequentemente, recontratados
estudos e projetos que sejam adequados às novas máquinas.
37. De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de
2016, publicado pela SFG, nenhum dos parques deste complexo iniciou suas obras.
III.4 – DA PROPOSTA PARA AS EÓLICAS INTEGRANTES DO COMPLEXO 4
38. A interessada nas usinas integrantes do Complexo 4 - Energimp – à época em que relatou o
problema com o fornecimento de aerogeradores da WPE, já possuía em andamento nesta Agência um pedido de
alteração de cronograma de implantação e do início de suprimento destes parques, no qual alegava atraso na
disponibilização do Sistema de Transmissão. O pleito foi indeferido19 na 12ª Reunião Pública Ordinária, ocorrida em
12/04/2016.
39. Constata-se, pois, não terem sido eventuais problemas decorrentes do atraso da conclusão das
obras da ICG Acaraú II, de responsabilidade da CHESF, razão suficiente para justificar a solicitação da Energimp.
40. Resta ainda analisar o pedido de postergação das datas de início de suprimento das eólicas deste
complexo devido ao atraso no fornecimento de aerogeradores pela WPE. Sobre esse tema a interessada, mesmo
18 Despacho nº xá
19 Despacho nº 910/2016:
"...
Indeferir o pedido de alteração do cronograma de implantação das Centrais Geradoras Eólicas – EOLs Lagoa Seca, Vento do Oeste, Garças e Araras, ressalvando a
análise específica que está em curso sobre os efeitos [do] pedido de recuperação judicial apresentado pela IMPSA Wind Power Energia S.A., fornecedora de
equipamentos para as usinas; e
Autorizar o deslocamento do início de suprimento previsto nos Contratos de Energia de Reserva – CER associados à participação das Centrais Geradoras
mencionadas no Leilão nº 003/2009-ANEEL, com vistas a assegurar a correspondência entre o início das obrigações contratuais e a efetiva disponibilização do
sistema de transmissão necessário para o escoamento da energia dessas usinas, para o 1º dia do mês subsequente às seguintes datas:
a) 30/07/2013 para a EOL Garças; e
b) 08/04/2014, para as EOLs Lagoa Seca, Vento do Oeste e Araras."

tendo 55% de suas ações controladas pela WPE, alega, assim como nos casos das usinas do Complexo 3, que só
tomou ciência do pedido de Recuperação Judicial no dia 12/01/2015.
41. Assim como para os parques do Complexo 3, a Energimp informou que só será viável o início de
suprimento das usinas deste complexo em 1°/07/2021, retificando, assim, seu pedido original de ajuste nas datas de
início de suprimento pelo prazo de 18 meses a contar da data de aprovação do Plano de Recuperação Judicial
apresentado pela WPE.
42. Como justificativa para este pleito, a interessada informa que, como a implantação dos parques do
Complexo 4 já foi iniciada a partir de estudos e projetos contemplando os aerogeradores da WPE, ficaria inviável,
tanto financeira, quanto tecnicamente, a simples substituição do fornecedor, para isso, é necessário, além da
contratação de estudos e projetos adequados às novas máquinas, uma revisão global das obras anteriormente
executadas.
43. De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de
2016, publicado pela SFG, as obras da EOL Araras ainda não foram iniciadas e as demais eólicas encontram-se
com obras paralisadas.
44. Destaca a SCG que os parques deste complexo já deveriam estar em operação desde 08/04/2014,
mas mesmo assim, aproximadamente 10 meses após esta data, a interessada solicita uma nova postergação no
cronograma alegando ter sido surpreendida com a situação de sua controladora e principal fornecedora de
equipamentos.
III.5 – DA PROPOSTA PARA A EÓLICA INTEGRANTE DO COMPLEXO 5
45. A interessada na usina integrante do Complexo 5 - Tecneira -, além de relatar o problema com o
fornecimento de aerogeradores da WPE, ainda solicitou postergação de cronograma por força: (i) do embargo
determinado pelo Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional (IPHAN) e (ii) da impossibilidade de
cumprimento do previsto no Parecer de Acesso n° ONS RE 2.1/014/2014, devido ao atraso na conclusão da Linha
de Transmissão de 230kV Acaraú II – Sobral III.
46. A Tecneira alega que, mesmo possuindo a Licença Ambiental de Instalação n° 24/2013-DICOPGENCON, o IPHAN embargou toda a obra da interessada, por meio do Termo de Embargo n° 19195, de
19/02/2014, em razão de terem sido encontrados vestígios arqueológicos em uma área específica do local de
implantação da usina. Por essa razão, solicita a prorrogação de cinco meses do prazo para entrada em operação
comercial definido no Despacho n° 741/2014.
47. A SCG reforçou o entendimento de que tanto o licenciamento ambiental quanto a autorização a ser
emitida pelo IPHAN são de responsabilidade exclusiva do empreendedor, cuja obtenção ocorre por sua conta e
risco. Neste caso, claramente o risco é conhecido e devidamente alocado ao agente de geração, conforme
destacado no Edital do Leilão em tela, cuja responsabilidade pelo atraso, neste caso, não pode ser imputada a ato
do Poder Público.
48. A Tecneira solicitou a alteração de seu cronograma, de modo a concatenar a entrada em operação
das Centrais Geradoras Eólicas integrantes do Complexo 5 com a finalização das instalações da Linha de
Transmissão de 230 kV Acaraú II – Sobral III, de propriedade da CHESF.
49. Sobre este assunto a SCG apresenta detalhadamente a tramitação processual relacionada ao pleito
e conclui que não há o que se falar em concatenação, visto que a SE Acaraú II está concluída e em plenas

condições de receber a EOL Cataventos de Paracuru I imediatamente, tornando-se, assim, infundado o argumento
da requerente sobre a impossibilidade de conexão em face do atraso na conclusão das obras da LT de 230kV
Acaraú II – Sobral III.
50. Segundo a Tecneira, a implantação da EOL Cataventos Paracuru I foi afetada pela Recuperação
Judicial da WPE, comprometendo a entrada em operação comercial dentro do prazo estipulado no Contrato de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), devido ao atraso na entrega dos aerogeradores.
51. De acordo com o agente, a empresa já havia pago a WPE uma grande quantia do contrato de
fornecimento dos equipamentos, inclusive pagando diretamente os fornecedores daquela empresa na expectativa
de receber os aerogeradores em tempo hábil para a entrega dentro do cronograma, sem êxito. Portanto, para
concluir a implantação do projeto, por meio da contratação de novo fornecedor de aerogeradores, a interessada
informa que seria necessário um aporte adicional de R$ 194.000.000,00 (cento e noventa e quatro milhões de
reais).
52. Admitindo as perdas com o contrato da WPE e o investimento para contratação do novo fornecedor,
a Tecneira alega que o projeto não se viabiliza nos moldes acordados no CCEAR assinado, e apresenta uma
proposta contemplando: (i) revisão tarifária do preço de venda da energia de R$136,60/MWh para R$286,00/MWh,
(ii) prorrogação do prazo para entrada em operação comercial para janeiro de 2019, e (iii) reconhecimento de
excludente de responsabilidade, afastando qualquer aplicação de penalidades pela ANEEL.
53. A interessada justifica seu pleito de revisão tarifária pautando seus argumentos no aumento dos
preços da energia comercializada nos últimos Leilões, culmina em um cenário no qual é mais vantajoso para o setor
elétrico manter a outorga da EOL Cataventos Paracuru I com a tarifa revisada, do que realizar um novo Leilão para
vender essa energia.
54. Por fim, alega que a proposta só será viável se a ANEEL reconhecer seu excludente de
responsabilidade, por considerar que a ocorrência de eventos cujos efeitos seriam impossíveis de evitar ou prever,
configurando o caso fortuito ou força maior, e que o suprimento, para contemplar um prazo de contratação de novo
fornecedor, e implantação do empreendimento, deveria ser postergado para janeiro de 2019.
55. De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de
2016, publicado pela SFG, as obras da EOL Cataventos Paracuru 1 se encontram paralisadas.
III.7 – DA ANÁLISE DOS EXCLUDENTES DE RESPONSABILIDADES
56. Segundo a SCG, todos os Agentes alegam que se cercaram de todas as precauções, utilizando as
melhores práticas do mercado para a escolha da empresa fornecedora dos equipamentos geradores e que a
falência desta era um fato imprevisível e isto seria condição suficiente para caracterizar o excludente de
responsabilidade.
57. Ocorre que as requerentes foram outorgadas como PIE, modalidade de exploração de atividade de
geração de energia elétrica que traz em sua definição a assunção de riscos referentes à produção e
comercialização, ou seja, o acolhimento do risco está na natureza jurídica do PIE, conforme pode ser depreendido
de sua definição dada no art. 11 da Lei n. 9.074/95:
[...]

"Considera-se produtor independente de energia elétrica a pessoa jurídica ou empresas reunidas em
consórcio que recebam concessão ou autorização do poder concedente, para produzir energia elétrica
destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco".
[...]
58. Assim, somente um caso fortuito, de força maior ou um ato do poder público poderiam excluir sua
responsabilidade e, ainda assim, é imperativo para o enquadramento nessa exceção a comprovação do nexo de
causalidade e da diligência do empreendedor na solução da controvérsia. Isso se deve porque a ANEEL só pode
considerar um fato suscitado como passível de caracterização de excludente de responsabilidade quando esse se
situa no campo da álea extraordinária, do risco imprevisível ou previsível, porém de efeitos incalculáveis, pois
somente esses riscos extrapolam o âmbito de assunção da responsabilidade do outorgado como forma de se
manter a justa equação entre direitos e obrigações assumidas.
59. Conforme já citado, os pedidos de postergação de cronograma dos cinco complexos eólicos, toma
como imprevisível e não imputável aos agentes o fato da WPE estar em processo de Recuperação Judicial e não
cumprir com os prazos de entrega dos equipamentos. Mas, o que se pode inferir é que apesar de terem declarado
diligência e tentado diminuir o atraso em seus cronogramas, a decisão de contratar a WPE como fornecedora partiu
dos agentes, então, por definição legal do PIE, a consequência desta estratégia foi realizada por conta e risco do
empreendedor, não podendo apontar a situação como excludente de responsabilidade.
60. O reconhecimento de excludente de responsabilidade em casos de falência de fornecedores traz à
luz da discussão um importante tema: o risco moral, ou seja, uma vez reconhecida como excludente de
responsabilidade a incapacidade de um fornecedor em prestar algum tipo de serviço ou de fornecer algum
equipamento para a implantação de uma usina, qual seria o sinal que o órgão regulador estaria transmitindo para o
setor regulado?
61. Eis o cerne da questão, caso aberto esse precedente, as empresas poderiam ser estimuladas a
relaxar a gestão de governança na celebração de seus contratos com fornecedores de equipamentos, uma vez que
poderiam evitar a aplicação de penalidades contratuais que justificariam até mesmo na revogação da outorga e a
impossibilidade de contratação dessas empresas com a administração. Dito de outra forma, aumentaria a
probabilidade de incorrerem em risco moral, e é exatamente esse tipo de comportamento que o regulador deve
evitar.
62. Uma das formas de se mitigar o risco moral é a análise de todos os lados envolvidos, no caso
concreto, Agentes, Setor Elétrico e Consumidor final.
63. A SRM (Notas Técnicas n° 241/2015-SRM/ANEEL, de 03/11/2015, 286/2015-SRM/ANEEL, de
18/12/2015 e 80/2016-SRM/ANEEL, de 11/03/2016) concluiu que os pleitos de postergação do início de suprimento,
afastamento de todas as penalidades devem ser indeferidos, bem como indicou a possibilidade e as consequências
de não serem implantados esses empreendimentos, recomendando a aplicação de efeitos educativos, previstos no
edital, como forma de adequar o comportamento dos agentes.
64. Embora tenham sido afastadas as hipóteses de excludentes de responsabilidades, e o fato das
interessadas terem afirmado que o seu não reconhecimento poderia inviabilizar os empreendimentos a SCG (NT nº
309/2016-SCG/ANEEL) avaliou as propostas protocoladas pelas interessadas. Foram realizadas duas diferentes
análises: uma para agentes que comercializaram sua energia nos Leilões de energia de reserva, que assinaram
CER (complexos de 1 a 4), e outra para agentes que comercializaram sua energia nos demais leilões, assinando
CCEAR (complexo 5).

65. Em relação à energia de reserva (complexos de 1 a 4), ressalta-se que no âmbito desses contratos,
o PLD é a variável que tem mais peso na arrecadação de receita para pagamento dos empreendimentos. Assim, em
um cenário em que o valor do PLD é baixo, o consumidor observa um Encargo de Energia de Reserva - EER maior,
então, neste caso, o atraso no suprimento de alguma usina não seria prejudicial aos consumidores, uma vez que
adiaria o pagamento da receita fixa a este empreendimento quando a arrecadação é baixa.
66. Já em um cenário contrário, onde o valor do PLD é alto, a arrecadação com a geração das usinas
pode provocar um superávit, o que isentaria os consumidores da cobrança do EER. Portanto, neste caso, adiar
qualquer contrato seria prejudicial aos usuários de Energia de Reserva.
67. A SCG analisou o impacto financeiro da postergação do contrato de centrais geradoras que
comercializaram energia de reserva, utilizando a previsão do Custo Marginal de Operação (CMO)20 e os limites
máximo e mínimo do PLD definidos pela ANEEL21. Assim, do ponto de vista do consumidor de energia de reserva, a
postergação dos contratos dos agentes, pertencentes aos Complexos 1 a 4, desde que adotado algum mecanismo
de redução de incerteza do PLD, poderia ser vantajoso.
68. Convém destacar que as empresas do Complexo 1, a título de modicidade tarifária, se propuseram
a pagar 20% da multa prevista na Cláusula 13° do CER. A SCG esclareceu que não seria possível averiguar se o
valor proposto era suficiente para compensar as perdas que os usuários de energia de reserva possam vir a sofrer,
uma vez que essa valoração deste prejuízo dependerá do PLD.
69. Assim, do ponto de vista dos Agentes e Consumidores de Energia de Reserva a postergação pode
ser benéfica. Entretanto, a SCG apresentou as seguintes ponderações:
• O princípio da contratação de Energia de Reserva é aumentar a segurança do fornecimento de
energia ao SIN, promovendo o encontro de valores entre a Garantia Física atribuída às centrais
geradoras e a contratada pelas Distribuidoras. Assim, a postergação ora analisada, por diminuir a
segurança no fornecimento de energia ao SIN, pode gerar incertezas no atendimento à totalidade da
demanda energética do País, portanto, não é benéfico para o Sistema Elétrico renunciar a esta
parcela de energia.
• Por outro lado, é verdade que a maioria das Distribuidoras está sobrecontratada e, embora a
Energia de Reserva não forme lastro para essas Concessionárias, é verdadeiro que este tipo de
energia acaba por lastrear todo o Sistema Elétrico. Então, pode-se supor que haja alguma
contrapartida entre a sobrecontratação das Distribuidoras e a quantidade de Energia de Reserva
necessária ao Sistema Elétrico.
• Somente o MME, órgão que efetua o planejamento do setor elétrico, pode julgar a relação de custo
benefício entre a postergação dos respectivos CER e a possível redução da segurança energética do
Sistema elétrico.
70. Dessa forma, uma análise de impacto conclusiva somente poderia ser dada pelo MME, órgão
responsável pelo planejamento da expansão do Setor Elétrico Brasileiro. Assim, a solicitação dos agentes
pertencentes aos complexos 1 a 4 deve ser indeferida, no âmbito da ANEEL. Podendo tais pleitos serem
apresentados ao MME para análise sob a ótica do planejamento.
71. A usina pertencente ao Complexo 2, EOL Cataventos Paracuru, possui CCEARs assinados com
distribuidoras que se encontram atualmente sobrecontratadas. Essa condição de contratação poderia permitir a
20 Valores do CMO baseados em simulação de 2.000 séries efetuada pelo software Newave
21 Para o ano de 2016, o valor máximo foi definido em R$ 422,56/MWh e o mínimo em R$ 30,25/MWh.

celebração de um acordo bilateral entre as partes signatárias do CCEAR. Tal acordo está regulamentado na REN nº
711/2016.
72. Entretanto, a SCG avaliou o caso concreto e verificou as seguintes dificuldades em relação à
aplicação da REN nº 711/2016 ao pedido do empreendedor22: - a data de término do suprimento não poderá ser
alterada e - o valor da comercialização da energia da eólica é de R$ 140,92/MWh, menor que o preço médio de
82,6% das Distribuidoras com as quais a usina celebrou o CCEAR. Assim, caso ocorresse a postergação do início
de suprimento desta usina, o preço médio da maioria das Distribuidoras iria aumentar. Ademais, dado que o valor de
comercialização da energia oriunda da central geradora já oneraria o usuário, o reajuste solicitado ampliaria esse
efeito.
73. Diante dos fatos, verifica-se que a proposta apresentada pela empresa Tecneira, embora possa ser
interessante para as Distribuidoras e Setor Elétrico, não contribui para a modicidade tarifária, portanto, não é
vantajosa para o consumidor final.
74. Vale registrar que as empresas Tecneira e a Energimp apresentaram, ao longo da instrução do
processo, pedido de providência cautelar. Os pedidos consistiam em suspensão das obrigações regulatórias e
contratuais relativas aos empreendimentos cujos pedidos de postergação de cronograma estavam sendo analisados
pela ANEEL, até o seu efetivo julgamento.
75. Entretanto, diante da deliberação destes processos, não há que se falar em concessão de
providência cautelar no âmbito da ANEEL.
76. Destaco que a análise de excludente de responsabilidade ora discutida, não está abarcada no
disposto no art. 4º23, da Lei nº 13.203/2015, uma vez que os pleitos não tratam e nem repercutem no período de
outorga dos autorizados e sim, no período de suprimento dos seus respectivos contratos regulados.
77. Assim, não há previsão regulamentar para concessão da suspensão requerida pelas empresas
Energimp e Tecneira.
III. DIREITO
78. A análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: Lei 9.427/1996; Lei
10.848/2004; REN n° 391/2009; REN n° 389/2009; Edital do Leilão de Energia de Reserva nº 03/2009; Edital do
Leilão de Geração nº 02/2011; Edital do Leilão de Energia de Reserva nº 03/2011 e Edital do Leilão de Energia de
Reserva nº 05/2013.
IV. DISPOSITIVO
79. Diante do exposto e do que consta dos Processos no 48500.005385/2013-10, 48500.005382/2013-

86, 48500.005383/2013-21, 48500.005380/2013-97, 48500.005372/2013-41, 48500.005375/2013-84,
22 Em sua proposta apresentada, a empresa Tecneira declara que para viabilizar a implantação do empreendimento, além da postergação do cronograma e excludente de
responsabilidade, é necessário reajustar em 109,37% o preço da energia negociada no LEN 002/2011.
23 Art. 4º da Lei nº 13.203/2015:
"Art. 4º No caso de atraso no início da operação comercial de geração ou de transmissão decorrente de excludente de responsabilidade do empreendedor, reconhecido
pelo poder concedente, o prazo da correspondente concessão ou autorização de geração, licitada nos termos da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, ou autorizada nos
termos da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, ou concessão de transmissão de energia elétrica outorgada poderá ser prorrogado pelo poder concedente, na forma
da lei, pelo prazo reconhecido como excludente de responsabilidade, conforme processo a ser instruído pela Aneel."

| 48500.005379/2013-62, | 48500.005381/2013-31, | 48500.005378/2013-18, | 48500.005371/2013-04, |
| --- | --- | --- | --- |
| 48500.005373/2013-95, | 48500.005370/2013-51, | 48500.005374/2013-30, | 48500.004557/2011-76, |
| 48500.004559/2011-65, | 48500.004556/2011-21, | 48500.004558/2011-11, | 48500.004565/2011-12, |
| 48500.004566/2011-67, | 48500.004567/2011-10, | 48500.004564/2011-78, | 48500.001182/2010-10, |

48500.001166/2010-19, 48500.001164/2010-20, 48500.001145/2010-01 e 48500.004379/2011-83, voto por: (i)
indeferir o requerimento de providência cautelar interposto pelas empresas Energimp e Tecneira, tendo em vista a
decisão sobre o mérito dos respectivos processos; (ii) indeferir os pleitos apresentados pelas empresas Furnas e o
FIP Caixa Milão, Comercial Mineira e EBDP, Energimp e Tecneira de alteração do cronograma de implantação das
EOL Bom Jesus, Cachoeira, Pitimbu, São Caetano, São Caetano I, São Galvão, Carnaúba I, Carnaúba II, Carnaúba
III, Carnaúba V, Cervantes I, Cervantes II, Punaú I, Pau Brasil, São Paulo, Famosa I, Rosada, Ventos de Santo
Inácio, Ventos de São Geraldo, Ventos de Sebastião, Ventos de Santa Rosa, Araras, Garças, Lagoa Seca, Vento do
Oeste, Cataventos do Paracuru I e (iii) não reconhecer excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação
dos citados empreendimentos.
Brasília, 21 de junho de 2016
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor