REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 12081/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Altera as características técnicas e o sistema de transmissão de interesse restrito da Usina Termelétrica Rio de Janeiro I, no município de Itaguaí, (RJ), outorgada à SPE EPP 2 Itaguaí Energia Ltda.
Assunto: Alteração
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-06-27
Autor: ANEEL

VOTO

PROCESSO: 48500.004485/2022-10, 48500.005235/2020-35, 48500.005615/2021-51,
48500.005616/2021-03, 48500.005596/2021-62.
INTERESSADAS: Âmbar Energia S.A., SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai Energia
Ltda.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Diretoria – DIR
ASSUNTO: Requerimento Administrativo, com pedido de medida cautelar, interposto pelas
empresas Âmbar Energia S.A., SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai Energia Ltda.,
com vistas à autorização para que as obrigações assumidas pelas Requerentes no âmbito do
Procedimento Competitivo Simplificado – PCS nº 1/2021 sejam atendidas por meio da Usina
Termelétrica – UTE Mário Covas.
I. RELATÓRIO
1. Em 25 de outubro de 2021, foi realizado o Procedimento Competitivo Simplificado –
PCS sob a égide do Edital PCS nº 1/2021-ANEEL, nos termos das diretrizes estabelecidas por meio
da Portaria nº 24, de 17 de setembro de 2021, da Ministério de Minas e Energia – MME, com amparo
no artigo 4º da Medida Provisória nº 1.055, de 28 de junho de 2021, e na Resolução nº 4, de 9 de
setembro de 2021, da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética – CREG, com
início de suprimento pactuado para 1º de maio de 2022.
2. As empresas Âmbar Energia S.A., SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai
Energia Ltda. sagraram-se vencedoras do certame com energia proveniente das Usinas
Termelétricas – UTEs EDLUX X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I, com capacidade instalada total de
343,81 MW. As usinas foram outorgadas por meio das Resoluções Autorizativas nº 10.866 (UTE
EDLUX X), nº 10.867 (UTE EPP II), nº 10.868 (UTE EPP IV) e nº 10.877 (UTE Rio de Janeiro I), todas
datadas de 5 de novembro de 2021.
1 de 19

3. Em 28 de abril de 2022 as Interessadas protocolaram Requerimento Administrativo,
com pedido de medida cautelar objetivando, in verbis:
"Diante do exposto, as Requerentes pedem:
(i) a concessão de medida cautelar para que o início do período de suprimento dos
CERs firmados pelas Requerentes por ocasião do PCS n. 01/2021 seja deslocado (i.a)
até a deliberação definitiva do pedido de mérito ou (i.b) até outubro de 2022, o que
ocorrer primeiro, com o automático deslocamento do termo final do período de
suprimento contratual por igual período;
(ii) no mérito, a autorização para que as obrigações assumidas pelas Requerentes no
âmbito do PCS n. 01/2021 sejam atendidas por meio da UTE Mário Covas; ou
(iii) subsidiariamente, a exemplo do que se permitiu no caso da UTE William Arjona,
a revogação formal da atual outorga da UTE Mário Covas e a imediata emissão de
nova outorga para o empreendimento, permitindo-se que as obrigações assumidas
pelas Requerentes no âmbito do PCS n. 01/2021 sejam atendidas com base nessa
nova outorga; ou
(iv) ainda subsidiariamente, a autorização para a alteração de características
técnicas e de cronograma de implantação das UTEs Rio de Janeiro I, EDLUX X, EPP
II e EPP IV, a fim de viabilizar a mudança da sua localidade para área contígua à da
UTE Mário Covas."
4. Em 17 de maio de 2022, por meio do Despacho nº 1.336, a Diretoria Colegiada da
ANEEL analisou o pedido de medida cautelar e decidiu, por unanimidade dos votantes, por:
i) conhecer o Requerimento Administrativo com pedido de medida cautelar interposto
pelas empresas Âmbar Energia S.A., SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2
Itaguai Energia Ltda., de forma a permitir cautelarmente que as obrigações
assumidas pelas Requerentes no âmbito do PCS sejam atendidas por meio da UTE
Mário Covas;

(ii) determinar, cautelarmente, que todas as condições operativas da UTE Mário
Covas, especialmente potência instalada, montante de energia a ser gerado,
sazonalização, devem ser estabelecidas comercialmente como perfeitamente
equivalentes à operação conjunta das usinas originalmente ofertadas no PCS. Ainda,
a UTE Mario Covas deverá operar com CVU de 616,03 R$/MWh, ICB de 1.594,84
R$/MWh e Receita Fixa Unitária de 1.761,30 R$/MWh, mantidos os índices de
atualização originais; e
(iii) determinar, cautelarmente, que CCEE realize a contabilização e liquidação do
Contrato de Energia de Reserva – CER relativo à usina, considerando que:
(iii.a) a geração horária por ordem de mérito de que tratam as subcláusulas 6.3
e 7.7.2 do CER, passível de ser remunerada por CVU, deve ser limitada à
potência instalada original da usina multiplicada pelo fator de capacidade, com
referência no centro de gravidade, incluindo perdas internas, com o desconto
de eventual inflexibilidade contratual; e
(iii.b) a obrigação de entrega horária e a inflexibilidade contratual devem
permanecer as mesmas definidas originalmente no respectivo CER;
(iv) determinar à Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração, à
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração, à Superintendência de
Regulação dos Serviços de Geração e à Superintendência de Regulação Econômica
e Estudos de Mercado a instrução do processo para posterior decisão do mérito.
5. Na sequência, em 2 de junho de 2022, por meio do Despacho nº 1.476, lavrado pela
Diretora-Geral Substituta, os efeitos do Despacho nº 1.336, de 2022, foram suspensos até o
julgamento do definitivo do recurso administrativo interposto.
6. Em atendimento parcial ao item (iv) do Despacho nº 1.336, a Superintendência de
Concessões e Autorizações de Geração – SCG e a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de
Geração – SFG emitiram a Nota Técnica nº 445/2022-SFG/SCG/ANEEL1, de 7 de junho de 2022,
1 Documento SICNet nº 48524.007287/2022-00.

avaliando o mérito do item iv do pleito das Requerentes, que trata da alteração das características
técnicas das UTE Rio de Janeiro I, EDLUX X, EPP II e EPP IV, a fim de viabilizar a mudança da sua
localidade para área contígua à da UTE Mário Covas.
7. Em sua conclusão, as Superintendências entenderam que "quanto ao pedido (iv) das
Requerentes, o processo encontra-se em condições de ser deliberado pela Diretoria Colegiada da
ANEEL, com vistas a indeferir o pleito de alteração de características técnicas das UTE EPP II, EPP IV,
Edlux X e Rio de Janeiro I, tendo em vista o posicionamento da EPE. Contudo, se a Diretoria Colegiada
adotar como fundamento o disposto no Parecer n° 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU, o impedimento
apontado pela EPE estaria superado, portanto, não haveria óbices à aprovação do pleito."
8. É o que basta relatar.
II. FUNDAMENTAÇÃO
9. Trata-se de análise do pleito formulado pelas empresas Âmbar Energia S.A., SPE EPP
II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai Energia Ltda. com vistas à autorização para a alteração
de características técnicas e de cronograma de implantação das UTE Rio de Janeiro I, EDLUX X, EPP
II e EPP IV, a fim de viabilizar a mudança da sua localidade para área contígua à da UTE Mário Covas.
Os quadros a seguir, retirados da Nota Técnica nº 445/2022, resumem as alterações pretendidas:
Usina Características
Projeto Autorizado Projeto Proposto
Técnicas

Localização Três Lagoas/MS Cuiabá/MT
Coordenadas 20°45'18.625"S 15°40'35.54"S
geográficas 51°39'38.891"O 56°1'12.01"O
II Nº de unidades
1 4
EPP
geradoras
UTE 3x31.004
Potência do UG (kW) 112.902
1x26.490
Potência instalada
112.902 119.502
(kW)

| Combustível principal | Gás natural | Gás Natural |  |
| --- | --- | --- | --- |
| IV | Localização | Macaé/RJ | Cuiabá/MT |
| EPP | Coordenadas | 22°24'0.389"S | 15°40'31.95"S |
| geográficas | 41°50'21.194"O | 56°1'10.48"O |  |

UTE
Nº de unidades 1 11

Usina Características
Projeto Autorizado Projeto Proposto
Técnicas
geradoras
2x26.490
Potência do UG (kW) 62.010
9x1.100
Potência instalada
62.010 62.880
(kW)

| Combustível principal | Gás natural | Gás Natural |
| --- | --- | --- |
| Localização | Campo Grande/MS | Cuiabá/MT |
| Coordenadas | 20°32'37.559"S | 15°40'30.79"S |
| geográficas | 54°45'28.433"O | 56° 1'13.20" |

X
Nº de unidades
Edlux 1 46
geradoras
13x1.100

UTE Potência do UG (kW) 56.000
33x1.300
Potência instalada
56.000 57.200
(kW)

Combustível principal Gás natural Gás Natural
Localização Itaguaí/RJ Cuiabá/MT
Coordenadas 24°43'51.925"S 15°40'34.51"S
I

Janeiro geográficas 52°0'31.302"O 56° 1'14.66"O
Nº de unidades
1 4
geradoras
de
2x31.004

Rio Potência do UG (kW) 112.902
2x26.490
UTE
Potência instalada
112.902 114.988
(kW)

Combustível principal Gás natural Gás Natural
Usina Sistema de Transmissão de Interesse Restrito
Constituído de linha de transmissão com 6,0 Km de extensão, em
Outorgado
138 kV, que interligará a UTE EPP II à SE Jupiá.
Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 80 MVA cada,
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá,
UTE
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE
Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138
EPP II Proposto
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora

Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT.
Constituído de linha de transmissão com 17,0 km de extensão, em
Outorgado
138 kV, que interligará a UTE EPP IV à SE Cabiunas.
Constituído de um transformador 13,8/138 kV – 80 MVA ligado
no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá, compartilhada entre
a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE Edlux X e UTE Rio de
Janeiro I, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito simples,
UTE
de aproximadamente 6,8 km interligando a SE UTE Cuiabá até a
SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras Eletronorte, uma
EPP IV Proposto
linha de transmissão em 138 kV, circuito simples, de
aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE Cuiabá até a SE
CPA, sob responsabilidade da Distribuidora Energisa MT, e uma
linha de transmissão em 138 kV, circuito simples, de
aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE Cuiabá a SE
Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora Energisa
MT.
Constituído de Linha de Transmissão de 2,0 km de extensão, em
Outorgado
138 kV, que interliga a UTE Edlux X à SE Imbirussu.
Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 35 MVA cada,
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá,
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE
Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138
UTE
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras
Edlux X Proposto
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT.
UTE Constituído de linha de transmissão com 2,0 km de extensão, em
Outorgado
138 kV, que interligará a UTE Rio de Janeiro I à SE Zona Oeste.
Rio de
Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 80 MVA cada,
Proposto
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá,
Janeiro
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE

I Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT.
10. As Superintendências explicaram que em um primeiro momento o Operador
Nacional do Sistema Elétrico – ONS indicou inviabilidade da conexão da UTE EPP II. Porém por meio
da Carta CTA ONS DTA/SA 2022-DEA-0005, de 18 de maio de 2022, que revisou o Documento
Equivalente de Acesso – DEA da usina, o ONS atestou viabilidade da conexão, desde que sejam
realizadas substituições de equipamentos, conforme trecho a seguir:
Em razão ao exposto, a conexão da UTE EPP II somente será possível com a
substituição dos TCs nos terminais das LT 138 kV UTE Cuiabá – Várzea Grande 2 e LT
138 kV UTE Cuiabá – CPA, por equipamentos com capacidade de operação
equivalente ou superior a capacidade dos condutores das referidas linhas.
11. Ademais, a conexão da UTE Cuiabá, por meio da qual ocorrerá a conexão das quatro
usinas, se dá em três pontos (SE Coxipó, SE CPA e SE Várzea Grande) e dois deles estão sob
responsabilidade da Concessionária de Distribuição Energisa MT. A esse respeito, consta do DEA
emitido pelo ONS que a Distribuidora "deverá verificar a necessidade de adequação de instalações
e equipamentos, bem como de eventuais reforços e/ou ampliações na rede elétrica de sua
responsabilidade, que possa ser causada pela conexão dessas usinas e pela sua operação integrada
no sistema de transmissão."
12. De modo a atender esse requisito, em 6 de junho de 2022, as Requerentes
protocolaram na ANEEL o Parecer de Acesso ENERGISA EMT nº 002/2022, que atesta viabilidade de
conexão das usinas, conforme a seguir transcrito:

As análises desenvolvidas pela ENERGISA MATO GROSSO e pelo Acessante garantem
que o acesso ao sistema será feito de maneira adequada desde que sejam
executadas as obras listadas no subitem 4.1 e atendido os requisitos listados nos
itens 7,8,9,10,11 e 12 deste Parecer de Acesso.
As obras do subitem 4.1.3 (obras na rede de distribuição) são as obras na rede de
distribuição que serão executadas pelo Acessante, sendo que estas obras deverão ser
posteriormente incorporadas para a distribuidora conforme resolução vigente da
ANEEL.
As obras do item subitem 4.1.4 (instalações de conexão de uso exclusivo) são as
instalações de interesse exclusivo de responsabilidade da UTE EPP envolvidas para
possibilitar o escoamento pleno da potência gerada.
A responsabilidade de custos na execução destas obras deve ser estabelecida
conforme a legislação da ANEEL, notadamente da Resolução n° 506/2012.
13. Portanto, considerando que o ONS indicou viabilidade da conexão das UTE EPP II, EPP
IV, Edlux X e Rio de Janeiro I e que foi apresentado documento de acesso válido por parte da
Concessionária de Distribuição corroborando com a avaliação do Operador, a alteração do ponto de
conexão e do sistema de transmissão de interesse restrito aqui avaliada está, segundo esses critérios
e de acordo com a avaliação das áreas técnicas, apta a ser aprovada.
14. A análise da SCG e da SFG também contemplou os documentos de qualificação
técnica das Requerentes, conforme as exigências do artigo 14 da Resolução Normativa nº 876, de
10 de março de 2020. Tais exigências foram atendidas, conforme se constata no Quadro 4 da Nota
Técnica das Superintendências.
15. Ainda, em razão de as Requerentes terem comercializado energia no Procedimento
Competitivo Simplificado – PCS nº 1/2021-ANEEL, deve-se observar o que determina tanto o Edital
quanto a Portaria que estabeleceram as diretrizes do referido Mecanismo.
16. O Edital do PCS nº 1/2021-ANEEL traz a possibilidade de solicitação de alteração de
características técnicas para empreendimentos que se consagrem vencedores do Certame, desde

que mantido o prazo de entrega de energia e algumas outras diretrizes, conforme observa-se a
seguir:
14.10 Poderá ser solicitada à ANEEL a alteração das características técnicas de
empreendimento que se sagre vencedor, após a assinatura do CER, mantido o prazo
contratual de entrega de energia, observado o disposto no § 2º do art. 4º da Portaria
Normativa MME nº 24/2021, desde que:
a) a conexão ao SIN seja realizada a partir dos Submercados Sudeste/CentroOeste ou SUL;
b) não implique redução da potência instalada;
c) não comprometa o compromisso de entrega de potência e de energia associada
pactuado contratualmente;
d) não implique em atraso do início de suprimento;
e) não implique aumento da receita fixa ou variável negociadas;
f) não altere o combustível principal e nem o CVU;
g) não altere a inflexibilidade;
h) não implique em violação das condições estabelecidas no art. 9º da Portaria
Normativa MME nº 24/2021.
14.10.1 Os custos adicionais das instalações de conexão serão de responsabilidade do
titular da AUTORIZAÇÃO.
14.10.2 O CER será aditivado para refletir eventuais alterações de características
técnicas que impliquem redução da receita fixa e/ou da receita variável negociadas.
14.10.3 As alterações deverão estar em conformidade com o licenciamento
ambiental.
17. Ressalto primeiramente o item "14.10, a)" do Edital, que permite alteração de
localidade das usinas veiculadas no PCS, desde que mantenham sua conexão ao SIN por meio dos
Submercados Sudeste/Centro-Oeste ou Sul. Essa condição é atendida no pleito em tela, uma vez

que as UTEs Rio de Janeiro I, EDLUX X, EPP II e EPP IV, antes previstas para serem instaladas nos
estados de Mato Grosso do Sul e Rio de Janeiro, agora se localizarão no município de Cuiabá, estado
de Mato Grosso, parte do Submercado Sudeste/Centro-Oeste.
18. A Portaria Normativa nº 24/GM/MME/2021 também versa sobre a possibilidade de
alteração de características técnicas:
Art. 4º A autorização para implantar e explorar os empreendimentos novos de
geração será emitida pela Aneel.
[...]
§ 2º Os empreendedores poderão alterar as características técnicas das Usinas, após
a assinatura do CER, desde que as modificações:
I - não alterem o Submercado constante no art. 3º, § 4º;
II - não impliquem redução da potência instalada;
III - não comprometam os compromissos de entrega de energia associada
pactuados contratualmente;
IV - não impliquem atraso do início de suprimento;
V - não impliquem aumento da receita fixa ou variável negociadas;
VI - não alterem o combustível principal da Usina;
VII - não alterem o CVU vinculado ao combustível principal da Usina;
VIII - não alterem a inflexibilidade da Usina; e
IX - não impliquem violação das condições estabelecidas no art. 9º, a ser
verificado pela Aneel em consulta à Empresa de Pesquisa Energética - EPE.
19. Destaco primeiramente o inciso V da Portaria Normativa nº 24, de 2021, que trata da
vedação ao aumento de receita fixa ou variável. Sobre esse ponto, tanto a Portaria Normativa
quanto o Edital do PCS indicam que as alterações de características técnicas não podem implicar em
aumento da receita fixa ou variável negociadas. Assim, tendo em vista que toda a energia entregue
pelas usinas deve ser liquidada no âmbito do CER e que a parcela variável da receita de venda

remunera a geração das usinas na ordem de mérito, conforme inciso II do § 1º do artigo 5º2, concluise que o aumento da potência da usina poderá implicar no aumento da receita variável negociada
no PCS, o que é expressamente vedado tanto pela Portaria Normativa nº 24, de 2021, quanto pelo
Edital.
20. Em caso similar, a SCG e a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de
173/2022–SCG-SRM/ANEEL3,
Mercado – SRM se manifestaram por meio da Nota Técnica nº de 8 de
março de 2022, concluindo ser possível a ampliação de potência, desde que se limite a geração
passível de ser remunerada pelo CVU:
17. Do exposto, conclui-se que, para que seja possível a ampliação da capacidade
instalada das UTE Karkey 013, UTE Karkey 019, UTE Porsud I e UTE Porsud II que não
implique em aumento da receita variável negociada no âmbito do PCS, é necessário
que, no âmbito da contabilização e liquidação da energia gerada pelas usinas, a CCEE
limite a geração horária da usina passível de ser remunerada por CVU, de que tratam
as subcláusulas 6.3 e 7.7.2 do CER, a teto igual à potência instalada original da usina
multiplicada pelo fator de capacidade, com referência no centro de gravidade,
incluindo perdas internas, com o desconto de eventual inflexibilidade contratual
horária. Além disso, a obrigação de entrega de que trata a subcláusula 6.2 e a
inflexibilidade contratual da usina devem permanecer sendo as mesmas definidas
originalmente no contrato.
21. Em seguida, na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, realizada em 14 de março
de 2022, tal entendimento foi confirmado, conforme se depreende do Voto da ilustre relatora,
Diretora Elisa Bastos Silva:
20. Após análise complementar, a SCG e a SRM concluíram que seria oportuno
facultar ao agente gerador aumentar a capacidade instalada da usina, desde que não
ocorra aumento da receita variável. Segundo as áreas técnicas "feita essa limitação
2 "II - parcela variável, relativa à geração da Usina na ordem de mérito, expressa em MWh, por período de
comercialização, remunerada ao Custo Variável Unitário - CVU da Usina, atualizado mensalmente, nos termos da
Portaria n° 42/GM/MME, de 1° de março de 2007."
3 Documento SICNet nº 48524.002514/2022-00.

na receita variável, o consumidor que arcará com os custos do PCS não terá que pagar
mais receita variável em razão da ampliação da usina. Já do ponto de vista do agente
gerador, pode ser vantajoso aceitar a limitação da receita variável, tendo em vista os
custos envolvidos com a alteração da capacidade instalada da usina".
21. Para isso, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) deverá ajustar
as regras de comercialização transitórias utilizadas para a contabilização e liquidação
do Contrato de Energia de Reserva (CER) celebrado por essas usinas, a fim de limitar
a receita variável da usina por meio da limitação do montante de geração horária
(Gh) passível de remuneração pelo Custo Variável Unitário (CVU).
22. No intuito de limitar a receita variável, a máxima geração horária da usina a ser
remunerada por CVU, de que tratam as subcláusulas 6.3 e 7.7.2 do CER, deve ser
limitada à potência original da usina multiplicada pelo fator de capacidade, com
referência no centro de gravidade, incluindo perdas internas, com o desconto de
eventual inflexibilidade contratual.
23. A obrigação de entrega da usina (variável OBE da subcláusula 6.2 do CER) também
deve continuar sendo calculada com base na potência originalmente outorgada; pois,
caso contrário, a eventual ampliação da potência da usina poderia resultar em um
valor de obrigação de entrega superior à máxima geração horária da usina a ser
remunerada (subcláusula 7.7.2). Pelas mesmas razões, a inflexibilidade contratual da
usina, em MWh, deve permanecer a mesma definida no anexo dos contratos,
considerando o percentual de comprometimento original da usina, conforme os
resultados do PCS.
24. Considerando esses ajustes propostos, encaminho por acatar a recomendação
das áreas técnicas de deferimento da alteração da potência instalada das usinas.
22. Portanto, considerando o entendimento pacificado pela Diretoria Colegiada da
ANEEL, avalio que o pleito de ampliação de potência instalada e alteração da configuração das
unidades geradoras das UTE EPP II, EPP IV, Edlux X e Rio de Janeiro I deve ser aprovado, desde que

(i) cumpridos os requisitos normativos vigentes, e (ii) não haja alteração da receita variável
comercializada no PCS.
23. Verifica-se, também, que o inciso IV da Portaria Normativa do MME veda alterações
de características técnicas que impliquem em atraso do início de suprimento. A esse respeito, as
áreas técnicas entenderam que, tendo em vista que a alteração da localização dos
empreendimentos aparentemente não é a causa do atraso na implantação, mas é consequência
dele, como tentativa de viabilização dos empreendimentos, entende-se que o inciso IV da Portaria
não é afrontado pelo pedido das Interessadas.
24. Por fim, o inciso IX do artigo 4º da Portaria Normativa nº 24 prevê a manifestação da
Empresa de Pesquisa Energética – EPE quanto ao cumprimento das condições estabelecidas no
artigo 9º do mesmo regulamento. A EPE foi consultada por meio do Sistema de Acompanhamento
de Empreendimentos Geradores de Energia Elétrica – AEGE e se manifestou desfavoravelmente às
alterações propostas:
8- Por fim, em 06/06/2022, o empreendedor protocolou no sistema AEGE o Parecer
de Acesso emitido pela Distribuidora ENERGISA MATO GROSSO. Nesse documento, a
distribuidora apresenta suas considerações sobre o acesso das UTE Rio de Janeiro I,
UTE EPP II, UTE EPP IV e UTE EDLUX X no barramento de 138kV da SE UTE Cuiabá e
reitera, dentre outros aspectos, a indicação de sobrecarga em regime normal de
operação no Banco de Capacitor Série (BCS) da LT 500 kV Ribeirãozinho – Rio Verde
Norte C3, o que sujeitará as usinas Rio de Janeiro I, EPP II, EPP IV e EDLUX X a restrição
de geração de forma total ou parcial, a depender do cenário hidrológico e o montante
excedente de escoamento de energia elétrica da região.
9 – Tendo em vista que tanto o ONS quanto a Distribuidora indicam restrição de
escoamento total ou parcial das UTEs Rio de Janeiro I, EPP II, EPP IV e EDLUX X em
regime normal de operação, a EPE entende que não pode acatar as alterações de
características técnicas solicitadas pelo empreendedor.
25. Considerando que um dos critérios para aprovação das alterações de características
técnicas é justamente a manifestação da EPE, que se posicionou desfavoravelmente por conta da

eventual restrição de geração em regime normal de operação, tal restrição infringiria também o
inciso III da Portaria Normativa MME nº 24/2021, uma vez que afetaria o compromisso de entrega
de energia pactuada no PCS.
26. A esse respeito, observa-se dos documentos de acesso apresentados que mesmo
atestando a possibilidade de conexão das quatro usinas, o ONS de fato apontou algumas restrições
de escoamento:
Nas simulações foram monitorados os carregamentos e as tensões nos elementos do
sistema de transmissão da região do presente acesso, tanto em condições normais de
operação, quanto em emergências simples em conformidade com o Submódulo 2.3.
Portanto, as usinas ficarão sujeitas a restrição de geração, sendo essa avaliação de
risco responsabilidade do agente de geração.
Os resultados mostraram que a entrada em operação das UTEs EPP II, EPP IV, Rio de
Janeiro I e Edlux X, na SE UTE Cuiabá, totalizado 343,81 MW de potência injetada,
provocará sobrecarga no banco de capacitor série -BCS da LT 500 kV Ribeirãozinho –
Rio Verde Norte C3, principalmente no período úmido, patamar de carga leve, e em
cenários de elevada geração hidráulica na região.
Em razão do exposto, visando evitar sobrecarga no BCS da LT 500 kV Ribeirãozinho –
Rio Verde Norte (C3), as UTEs EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X estarão sujeitas
a restrição parcial ou total de geração.
Adicionalmente, em cenários de despacho elevado na UTE Cuiabá e nas UTEs EPP II,
EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X, para evitar as sobrecargas inadmissíveis na LT 138
kV UTE Cuiabá – Coxipó, também será necessário utilizar como recurso de controle de
fluxo de potência ativa na região o comutador de tape dos transformadores
defasadores (VDTD5-01 e VDTD5-02 138/138 kV – 2 x 150/180 MVA) da SE Várzea
Grande 2, de propriedade da Empresa de Transmissão Várzea Grande S.A. – ETVG.

Dessa forma, caso a medida operativa de variação do tape dos transformadores
defasadores da SE Várzea Grande 2 não possa ser adotada, as UTEs EPP II, EPP IV,
Rio de Janeiro I e Edlux X estarão sujeitas a restrição parcial ou total de geração.
Dessa forma, em cenários de elevado FMT, havendo a violação dos limites máximos
estabelecidos nos relatórios das Diretrizes para Operação Elétrica com Horizonte
Quadrimestral [q], poderá ser realizada a medida operativa de bay-pass prévio de até
02 (dois) BCS da LT 230 kV Barra do Peixe – Rio Verde C1, reduzindo o carregamento
deste circuito, reduzindo o carregamento deste circuito.
Isto posto, caso a medida operativa supracitada não seja adotada as UTEs EPP II, EPP
IV, Rio de Janeiro I e Edlux X estarão sujeitas a restrição parcial ou total de geração.
27. Conforme citado, ao proceder sua análise no AEGE, a EPE não recomendou a
aprovação do pleito de alteração de características técnicas das usinas, exclusivamente, em razão
da restrição de escoamento apontada pelo ONS e pela Energisa MT. A análise pautou-se4, de acordo
com a EPE, no disposto no inciso XI do artigo 9º da Portaria MME nº 24/2021:
Art. 9º Conforme avaliação da EPE, não poderão participar do Procedimento
Competitivo Simplificado de 2021 os seguintes empreendimentos de geração:
[...]
XI - que não atendam às condições para Cadastramento estabelecidas por esta
Portaria ou outras disposições aplicáveis; e
28. Tal dispositivo remete ao fato de haver impedimento para as condições de
cadastramento dos empreendimentos. Ou seja, por conta da questão impeditiva apontada, as
usinas não poderiam ser cadastradas para participação no PCS.
29. A meu ver, há incoerência na posição manifestada pela EPE no presente caso. Não é
razoável supor que condições não exigidas para cadastramento de empreendimentos no PCS sejam
exigidas quando da solicitação de alteração de características técnicas. Ainda mais quando se
4 Conforme informação da EPE em reunião realizada em 6 de junho 2022.

observa que a solicitação de alteração em questão visa viabilizar a implantação das usinas, para
atendimento dos objetivos dispostos na concepção do PCS.
30. O inciso XI da Portaria, utilizado pela EPE para fundamentar sua análise quanto ao
escoamento de energia, é claro ao estabelecer que a análise deve remeter às "condições para
Cadastramento estabelecidas". Considero não razoável que as "outras disposições aplicáveis"
mencionadas no inciso sejam interpretadas como condições não definidas quando da concepção do
PCS e, portanto, não exigidas dos agentes que participaram do Certame.
31. Sobre esse ponto, tramita nesta Agência processo para avaliar situação idêntica de
outros projetos5, que foram devidamente cadastrados pela EPE no PCS e que se sagraram
vencedores do Certame. A análise das áreas técnicas sobre as consequências de restrição de
escoamento de usina do PCS em regime normal de operação consta da Nota Técnica nº 17/2022–
SFG-SRG-SRT-SRM-SRD/ANEEL, de 14 de fevereiro de 20226.
32. Considerando que se trata de questão interpretativa do § 10 do artigo 3º da Portaria
MME nº 24, foi solicitada análise jurídica à Procuradoria Geral, que foi realizada por meio do Parecer
nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU7, de 18 de março de 2022. A conclusão do Parecer foi que:
Diante do exposto, considerando a interpretação finalística da norma, opina-se no
sentido de que o § 10 do artigo 3º da Portaria Normativa MME n. 24/2021 não impede
a liberação da operação comercial de empreendimento de geração com restrição
parcial de escoamento, porém, as eventuais restrições de escoamento ocorridas no
curso do contrato afetam a receita de venda devida ao gerador na proporção da
restrição.
33. Registro que essa questão foi trazida na 13ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria,
realizada em 19 de abril de 2022, por ocasião da análise de alteração da outorga referente aos
sistemas de transmissão de interesse restrito da UTE Povoação 1, que culminou no Despacho nº
1.033, de 19 de abril de 2022. Na oportunidade, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu autorizar a
5 Usinas Termelétricas Povoação 1, Luiz Oscar Rodrigues Melo e Viana 1.
6
Documento SICNet nº 48532.000743/2022-00.
7 Documento SICNet nº 48516.000744/2022-00.

alteração de características técnicas da usina, dado que a análise quanto a interpretação do § 10 do
artigo 3º da Portaria do MME seguiria de forma separada.
34. A esse respeito, destaco que na citada deliberação, apresentei voto divergente, em
que apresentei tese contrária à disposta no Parecer da Procuradoria, concluindo por negar o pleito
formulado pelas Requerentes. No entanto, considerando a decisão da Diretoria, em que minha
posição foi vencida, em respeito ao Princípio da Colegialidade e em reverência à soberania das
decisões tomadas por meus colegas Diretores após exaustivo debate, entendo que o
posicionamento adotado no caso da UTE Povoação 1 também deve ser aplicado ao processo em
tela.
35. Quanto ao cronograma de implantação das usinas, as requerentes indicaram que
caso a ANEEL opte por acolher apenas o segundo pleito subsidiário, referente à alteração de
localização das usinas para o município de Cuiabá, no estado de Mato Grosso, os empreendimentos
entrariam em operação até 29 de julho de 2022, conforme cronograma a seguir exposto:
Cronograma
Marcos
Proposto
Obtenção de Licença Ambiental 18/03/2022
Comprovação de celebração de instrumento contratual de fornecimento de
18/04/2022
equipamentos eletromecânicos ou "EPC"
Comprovação de celebração de instrumento contratual de fornecimento de
01/07/2022
combustível
Início das obras civis das estruturas 21/03/2022
Início da montagem eletromecânica das unidas geradoras 05/05/2022
Início das obras do Sistema de Transmissão de Interesse Restrito 06/06/2022
Conclusão da montagem eletromecânica das unidades geradoras 21/06/2022
Início da operação em teste 15/07/2022
Início da operação comercial 29/07/2022
36. Sobre esse tema, destaco informações apresentadas pela Secretaria de Energia
Elétrica – SEE do MME na 266ª Reunião Ordinária do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico –
CMSE, realizada em 1º de junho de 2022. Segundo a SEE, dos 17 empreendimentos do PCS, 1 está
concluído, 3 estão em fase de testes, 12 estão em obras e apenas 1 usina teve seu processo de
implantação interrompido. Ainda de acordo com a SEE, as UTEs EDLUX X, EPP II, EPP IV e Rio de

Janeiro I estão com percentual de realização física de 49%, e possuem previsão de entrada em
operação comercial em outubro de 2022.
37. Tendo em vista o pedido de alteração da localização das usinas, foi demandado pela
SFG que Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados de Mato Grosso – AGER
realizasse ação de fiscalização presencial no âmbito das atividades descentralizadas pela ANEEL,
para a verificação da situação fática de construção desses empreendimentos na localidade
pretendida. O resumo dos achados consta do Ofício nº 01081/2022/SRE/AGER8, de 27 de maio de
2022, e indica que as obras foram iniciadas e que a data estimada para conclusão, conforme
cronograma do empreendedor, é 19 de junho de 2022, diferente9, portanto, da data descrita na
apresentação da SEE e da data estabelecida pela SFG no Relatório Ralie10 – Acompanhamento da
Expansão da Geração de maio de 2022, qual seja, 31 de outubro de 2022.
38. Isso posto, pelos argumentos apresentados e com base no disposto na Nota Técnica
nº 445/2022-SFG/SCG/ANEEL e no Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU, entendo como
adequada a alteração de características técnicas das UTE EPP II, EPP IV, Edlux X e Rio de Janeiro I,
nos termos detalhados nos Quadros 2 e 3 da citada Nota Técnica.
39. Reforço que a conexão das usinas é de inteira responsabilidade dos Agentes
Autorizados, não podendo ser caracterizado como excludente de responsabilidade qualquer
restrição ou indisponibilidade relacionada ao escoamento das Usinas, conforme definido no § 9º do
artigo 3º da Portaria Normativa nº 24/GM/MME, de 17 de setembro de 2021:
§ 9º A conexão da Usina e a contratação dos montantes de uso junto à distribuição
ou transmissão são de inteira e exclusiva responsabilidade do vendedor, não
caracterizando qualquer excludente de responsabilidade no caso de restrições ao
escoamento ou de indisponibilidade da conexão necessária para sua operação
comercial.
8 48513.014628/2022
9 A previsão da ANEEL pode divergir do prazo informado pelo Empreendedor, pois, além da própria informação do
empreendedor, a ANEEL leva em consideração outros fatores, como o tempo de construção e o estágio da obra.
10
Disponível em https://www.gov.br/aneel/pt-br/centrais-de-conteudos/relatorios-e-indicadores/geracao. Consulta
realizada em 26 de maio de 2022.

40. Assim, o pedido de alteração de características técnicas ora em análise, se deferido
pela Diretoria Colegiada da ANEEL, não pode ser utilizado pelas Requerentes como fundamentação
para pedido de excludente de responsabilidade por atraso na implantação das usinas. Ainda,
eventuais restrições de escoamento da energia a ser gerada pelas usinas deverá implicar redução
da receita dos Agentes, na mesma proporção.
III. DIREITO
41. A legalidade da decisão em sede cautelar encontra amparo principalmente nos
seguintes dispositivos Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; Lei nº 10.848, de 15 de março de
2004; Despacho nº 4.332, de 20 de novembro de 2009; Resolução Normativa nº 583, de 22 de
outubro de 2013; Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020; Portaria MME
24/GM/MME, de 2021 e Edital do PCS nº 01/2021; CER nº 448/21, nº 449/21, nº 458/21, nº 453/21,
nº 459/21 e nº 460/21; e Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU.
IV. DISPOSITIVO
42. Com base no exposto e no que consta do Processo nº 48500.004485/2022-10, voto
por conhecer o Requerimento Administrativo apresentado pelas empresas Âmbar Energia S.A., SPE
EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai Energia Ltda. e, no mérito, deferir o pleito de
alteração de características técnicas das UTE EPP II, EPP IV, Edlux X e Rio de Janeiro I, conforme
detalhado nos Quadros 2 e 3 dispostos na Nota Técnica nº 445/2022-SFG/SCG/ANEEL, de 7 de junho
de 2022.
Brasília, 7 de junho de 2022.
(assinatura digital)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor