DSP - DESPACHO 043/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Anui a repactuação do risco hidrológico da Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A - Elejor, conforme Termo de Repactuação 054 de 2016, que consta na Nota Técnica SRM/SRG/ANEEL 007 de 11.01.2016; e condiciona a eficácia da anuência à renúncia, de modo irrevogável e irretratável, ao direito de discutir, na via administrativa, arbitral e judicial, suposta isenção ou mitigação de risco hidrológico relacionadas ao MRE.
Assunto: Anuência
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-01-12
Autor: SRG/SRM/ANEEL

Nota Técnica nº 7/2016–SRM-SRG/ANEEL
Em 11 de janeiro de 2016.
Processo: 48500.000044/2016-09.
Assunto: Análise das condições de anuência para
repactuação do risco hidrológico no Ambiente de
Contratação Regulada – ACR da Centrais Elétricas
do Rio Jordão S.A. – Elejor.
I. DO OBJETIVO
1. O objetivo da presente Nota Técnica é analisar as condições de anuência para repactuação do
risco hidrológico no ACR solicitada pelas Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. – Elejor detentora de outorga
para exploração das Usinas Hidrelétricas Santa Clara e Fundão – UHEs Santa Clara e Fundão.
II. DOS FATOS
2. A Lei n° 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permite a repactuação do risco hidrológico risco
hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de
Energia – MRE, desde que haja anuência da ANEEL, com efeitos a partir de 1° de janeiro de 2015.
3. A ANEEL publicou a Resolução Normativa n° 684, de 11 de dezembro de 2015, que estabelece
os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica
por agentes participantes do MRE.
4. Por meio da correspondência Elejor C 047/2015, de 22/12/20151, a Elejor encaminhou dúvida
referente a possibilidade de extensão do contrato de venda de energia atual na sequência do seu término.
5. Em 23/12/2015, a Elejor solicitou a repactuação do risco hidrológico referente às UHEs Santa
Clara e Fundão 2.
6. Por meio do Ofício n° 005/2016-SRG-SRM/ANEEL, de 6/1/2016, foi esclarecida a dúvida
trazida na correspondência n° C 047/2015.
1 Sic: 48513.033695/2015-00.
Carta Elejor – C 048/15 (sic: 48513.034143/2015-00).
2

Fl. 2 da Nota Técnica nº 7/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 11/1/2016
III. DA ANÁLISE
7. A Elejor é detentora do Contrato de Concessão n° 125/2001, referente ao uso do bem público
para geração de energia elétrica nas UHEs Santa Clara e Fundão. A UHE Santa Clara tem capacidade instalada
de 120,168 MW3 e garantia física é de 69,60 MWméd4, enquanto a UHE Fundão tem capacidade instalada
também de 120,1685 e garantia física de 65,80 MWméd6. A garantia física total proporcionada pelas duas
hidrelétricas é de 135,40 MWmed.
8. O Contrato de Concessão n° 125/2001 tem prazo de 35 anos a partir da sua assinatura, que
ocorreu em 25/10/2001, portanto, seu término ocorrerá em 24/10/2036.
9. A Elejor solicitou a repactuação do risco hidrológico no ACR no produto SP100, no montante
de 135,4 MWmed, nos termos dos Anexos I e II da Resolução Normativa n° 684, de 11 de dezembro de 2015.
10. A participação das UHEs Santa Clara e Fundão no MRE é obrigatória, em razão do seu
despacho centralizado.
11. A Elejor mantém contrato bilateral regulado com a COPEL Distribuição n° CCVE 02/2001, no
montante de 1.186.1407, equivalente a 135,40 MWmed e com término previsto em 22/4/20198. O preço do
contrato é de R$ 71,93 / MWh, na base econômica de janeiro de 2001, com reajuste pelo Índice Geral de Preços
do Mercado – IGPM9.
12. O quarto termo aditivo ao citado Contrato foi anuído pela ANEEL, por meio do Despacho n°
642, de 5 de março de 201310.
13. Esse contrato bilateral regulado é elegível à repactuação, nos termos do §1° do art. 2° da
Resolução Normativa 684/2015.
14. O montante de energia solicitado para repactuação do risco hidrológico11 corresponde ao
montante de energia contratado em CCEARs, contudo, conforme estabelecido no §3° do art. 2º da Resolução
Normativa 684/2015, será considerado como montante de energia elegível à repactuação o menor valor entre
a garantia física da usina hidráulica, referenciado ao centro de gravidade, e a quantidade de energia dos
contratos de venda.
15. Para o cálculo da garantia física no centro de gravidade, será considerado o valor do fator de
perda interna para abatimento da garantia física (F_PDI_GF)12, obtido dos sistemas da CCEE, apurado em
201513. Esse cálculo resulta montante passível de ser repactuado de 69,03336204 MWméd para a UHE Santa
3 Despacho n° 180, de 4/4/2003.
4 Subcláusula sexta da Cláusula terceira do Contrato de Concessão n° 125/2001.
5 Despacho n° 180, de 4/4/2003.
6 Subcláusula sexta da Cláusula terceira do Contrato de Concessão n° 125/2001.
Referente ao ano de 2015.
7
8 Conforme Quarto Termo Aditivo, anuído pelo Despacho n° 642, de 5/3/2013.
9 Conforme Segundo Termo Aditivo.
10 Parte do processo: 48500.006900/2010-36.
11 30,0 MWmed.
12 0,991858650556 para a UHE Santa Clara e 0,992249295221 para a UHE Fundão.
13 As UHEs Santa Clara e Fundão não participam do rateio de perdas da Rede Básica, conforme relatório da CCEE Info Mercado –
Dados Individuais 2015 (aba 002 – Usinas).

Fl. 3 da Nota Técnica nº 7/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 11/1/2016
Clara e 65,29000394 MWméd para a UHE Fundão, perfazendo o total disponível para a Elejor de 134,323366
MWmed.
16. Para o produto escolhido pelas empresas (SP100) o resultado a ser ressarcido referente aos
efeitos da repactuação no ano de 2015 é de R$ 33,55 / MWh e a postergação do pagamento do prêmio de risco
para fazer frente aos efeitos de 2015 é de 4 anos e 6 meses a partir de janeiro de 2016.
17. Diante dos prazos de vigência da concessão das UHEs Santa Clara e Fundão (24/10/2036) e
o Contrato bilateral de venda de energia (22/4/2019), o resultado do ano de 2015 não tem condições de ser
totalmente ressarcido por meio da postergação do pagamento de prêmio, devendo haver extensão da outorga,
no termos do art. 6° da Resolução Normativa n° 684, de 2015.
18. O cálculo do período de extensão da outorga foi realizado com base no disposto no § 4° do art.
6° da Resolução Normativa n° 684, de 2015, resultando em 216 dias (cálculo constante no Anexo I desta Nota
Técnica).
19. Assim, o término do Contrato de Concessão deve ser postergado para 28/5/2037. Inicialmente
essa informação constará do termo de repactuação a ser assinado para que, após a efetiva repactuação com
a desistência das ações judiciais, o processo possa ser encaminhado para devida instrução de aditamento do
Contrato de Concessão.
20. Para o período de extensão do Contrato de Concessão (25/10/2036 a 28/5/2037), conforme
opção Elejor14 deverá ser firmado contrato no ambiente regulado, conforme art. 6°da Resolução Normativa n°
684, de 2015, mantendo-se o preço de venda do Contrato de venda atual e suas condições de reajustamento.
O montante do contrato no ambiente regulado será de 134,323366 MWmed.
21. A minuta do contrato regulado a ser firmado seguirá o padrão estabelecido no Anexo V da
Resolução Normativa n° 684, de 2015, devendo ser providenciado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE, após o aditamento do Contrato de Concessão.
22. Importa notar que entre o término do atual contrato de venda (22/4/2019) e o início do novo
compromisso regulado (25/10/2036) decorrerão mais de 16 anos, sugerindo inicialmente que seria razoável
vincular o início do novo contrato regulado com o término do compromisso atual, o que não é permitido, nos
termos da Resolução Normativa n° 684, de 2015, conforme destacado em nosso Ofício n° 005/2016-SRGSRM/ANEEL, de 6/1/2016.
23. De qualquer forma, após o processo de repactuação concluído é razoável o agente seguir com
o pleito dessa vinculação, o que poderá ser concedido, em uma análise inicial, com a concordância da
contraparte do Contrato (COPEL) e anuência da ANEEL.
24. Para o período de extensão do Contrato de Concessão o pagamento do prêmio de risco será
de R$ 9,50 / MWh, conforme Anexo I da Resolução Normativa n° 684, de 2015.
25. Com relação à exigência de desistência das ações judiciais, propomos a publicação de
despacho com eficácia condicionada e vinculada à desistência das ações, conforme estabelece o § 10 do art.
1º da Lei 13.203/2015 e o art. 11 da REN 684/2015.
Conforme opção do agente indicada no e-mail encaminhado em 7/1/2016.
14

Fl. 4 da Nota Técnica nº 7/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 11/1/2016
26. Por fim, a SRM e SRG dispõem de competência conjunta para anuência dos Termos de
Repactuação do risco hidrológico, conforme Portarias nº 914, de 29/4/2008 e nº 798, de 20/11/2007.
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
27. Esta Nota Técnica tem como fundamentação legal as Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995,
nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999, nº 10.848, de 15 de março de 2004,
nº 13.203, de 09 de dezembro de 2015, o Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, e o Decreto nº 5.163, de
30 de julho de 2004.
V. DA CONCLUSÃO
28. Diante do exposto, concluímos que o pedido da Elejor para repactuação do risco hidrológico
no ACR, referente às UHEs Santa Clara e Fundão, reúne condições para ser anuído.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
29. Recomendamos a publicação de Despacho autorizando a anuência da repactuação do risco
hidrológico da Elejor.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR OTÁVIO RODRIGUES VAZ
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
RAFAEL COSTA RIBEIRO PAULO FÉLIX GABARDO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo:
RICARDO TAKEMITSU SIMABUKU FERNANDO COLLI MUNHOZ
Superintendente de Regulação Econômica e Estudos Superintendente de Regulação dos Serviços de
de Mercado Substituto Geração Substituto

ANEXO I – Cálculo da extensão da outorga
Nome Elejor
UHE Santa Clara e Fundão
Preço histórico 71,93
Data base jan/01
Índice de correção do contrato (IPCA ou IGPM) IGPM
Produto SP100
Montante MWh contratado elegível à repactuação 1.176.672,69
Montante MWh disponível à extensão 1.176.672,69
Data de fim da concessão 24/10/2036
Data de fim do contrato de venda 22/04/2019
PIS/COFINS 9,25%
TFSEE ref 0,40%
P&D ref 0,91%
IRPJ CSLL 34%
Taxa 9,63%
OPEX 29,88
referência jan/15
Preço atualizado 205,04
Prêmio 9,5
Ativo 33,55
Anos até o fim da concessão 20,83
Anos até o fim do contrato 3,31
Anos entre fim do contrato e fim da concessão 17,52
Resultado a compensar com extensão de prazo R$ 61.385.140,34
MLref ACR 95,05
Extensão da outorga (dias) 216