DSP - DESPACHO 2966/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Conhece e, no mérito, nega provimento ao pedido de medida cautelar interposto pelas empresas SPE II Centrais Elétricas Ltda e pela SPE EPP 2 Itaguaí Energia Ltda, com vistas a suspensão das obrigações decorrentes das Resoluções Autorizativas ANEEL 10.866, 10.867, 10.868 e 10.877, todas de 05 de novembro de 2021, e do Edital do PCS 1 de 2021; indefere o pleito de excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação das Usinas Termelétricas citadas, por inexistir eventos que se enquadrem no art. 19 da Lei 13.360, de 2016; o pedido de alteração de cronograma e o pleito de postergação do início e do fim do suprimento dos respectivos Contratos de Energia de Reserva – CER, conforme especificações relacionadas neste Despacho.
Assunto: Juízo de mérito
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-10-24
Autor: ANEEL

39ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
18/10/2020

PROCESSOS: 48500.005500/2021-66, 48500.005526/2021-12, 48500.005527/2021-59 e
48500.005501/2021-19
INTERESSADO: SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguaí Energia Ltda.
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili.
RELATOR DO VOTO EM SEPARADO: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Diretoria
ASSUNTO: Requerimento Administrativo e pedido de medida cautelar interpostos pelas empresas SPE
EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguaí Energia Ltda. com vistas à suspensão da exigibilidade de
eventuais multas contratuais cobradas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e ao
reconhecimento de excludente de responsabilidade pelo descumprimento de cronograma de
implantação das Usinas Termelétricas – UTEs EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X, apresentado em
manifestação aos Termos de Intimação de Penalidade Editalícia – TIPEs nº 9/2022, nº 10/2022, nº 11/2022
e nº 12/2022-SFG/ANEEL.
I. RELATÓRIO
1. Antes de adentrar nas questões que me fizeram apresentar um voto em separado,
importante relembrar os principais fatos que resumem o motivo de estarmos analisando o pleito em
referência.
2. As usinas termelétricas (UTES) EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux são projetos
vencedores do primeiro Leilão de Procedimento Competitivo Simplificado - PCS 1/2021-ANEEL (PCS1),
realizado em 25 de outubro de 2021, com início de suprimento pactuado para 1º de maio de 2022.
3. Por meio das Resoluções Autorizativas nº 11.303, 11.304, 11.305 e 11.306, todas de 8 de
março de 2022, as autorizações para implantar e explorar as referidas usinas, foram transferidas para as
SPEs EEP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguaí Energia Ltda. (ambas controladas pela empresa
Âmbar Energia S.A. que faz parte do grupo econômico J&F Investimentos S.A.).
4. Em 28 de abril de 2022, por meio da Correspondência s/nº, as Requerentes apresentaram
requerimento administrativo, com pedido de medida cautelar, acerca das obrigações de implantação e
entrega da energia das UTEs EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X.
5. Em 17 de maio de 2022, por meio do Despacho nº 1.336, a Diretoria da ANEEL analisou o
pedido de medida cautelar e decidiu 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.
6. Em 2 de junho de 2022, por meio do Despacho nº 1.476, os efeitos do Despacho 1.336/2022
foram suspensos até o julgamento definitivo do recurso administrativo interposto.
7. Em 9 de junho de 2022, em cumprimento ao item iv do Despacho nº 1.336, a SFG e SCG
emitiram a Nota Técnica nº 72/2022-SFG/SCG/ANEEL, na qual apresentaram a análise do requerimento
de reconhecimento de excludente de responsabilidade pelo descumprimento de cronograma de
implantação das usinas em questão, apresentado em manifestação aos Termos de Intimação de
Penalidade Editalícia (TIPE) nº 0009, 0010, 0011 e 0012/2022-SFG/ANEEL.
8. Em 12 de julho de 2022, por meio do Despacho nº 1.872, foi decidido:
(i) manter a cautelar concedida, para autorizar a assunção, pela Usina Termelétrica Cuiabá,
das obrigações assumidas no âmbito do PCS 1/2021 pelas Usinas Termelétricas Edlux X,
EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I;
(ii) condicionar a eficácia da decisão à conclusão da implantação e à disponibilização ao SIN,
nos termos da Resolução Normativa nº 583, de 22 de outubro de 2013, das Usinas
Termelétricas Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I no prazo limite definido na Cláusula
15.9 do respectivo Edital;

(iii) afastar a aplicação da Cláusula 4.4 dos respectivos Contratos de Energia de Reserva
(CER);
(iv) determinar que os CER sejam agregados em um único, nos termos da Cláusula 15.6 do
Edital do PCS nº 1/2021;
(v) determinar que as condições contratuais da UTE Cuiabá, especialmente potência
instalada, montante de energia a ser gerado, sazonalização, devem ser estabelecidas
comercialmente como equivalentes à operação conjunta das usinas originalmente
ofertadas no PCS e que a UTE Cuiabá opere com CVU de R$ 616,03/MWh, ICB de R$
1.594,84/MWh e Receita Fixa Unitária de R$ 1.734,87/MWh, mantidos os índices de
atualização originais ao da UTE Edlux, com exceção às seguintes disposições, que
deverão ser cumpridas pela Âmbar Energia S.A., cadastrada sob CNPJ sob nº
01.645.009/0001-12: (v.1) estabelecer a sazonalização do montante de inflexibilidade
total, para todo o período do contratado, conforme valores apresentados na Tabela 1;
(v.2) a geração de energia realizada por ordem de mérito acima dos montantes de
inflexibilidade sazonalizados deverá ser paga pela CONER ao agente gerador ao menor
valor entre o CVU da UTE Cuiabá e a Receita Fixa de combustível e o mesmo montante
energético deverá ser descontado dos montantes de inflexibilidade pelo restante do
período contratado de forma proporcional aos montantes sazonalizados; (v.3) o
montante energético tratado no item (v.2) será descontado dos montantes de
inflexibilidade restantes até o limite do contrato e posteriormente o gerador não fará jus
a Receita (Fixa ou Variável) de Combustível caso haja necessidade de geração por ordem
de mérito até o término do contrato; (v.4) caso a UTE Cuiabá não atenda ao despacho
de geração por ordem de mérito, o agente gerador deverá efetuar o pagamento em
favor da CONER do montante de energia não gerada multiplicada pelo maior CVU entre
as usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito no respectivo período, não
haverá afastamento das penalidades previstas na cláusula 9ª do CER e será mantida a
obrigação de inflexibilidade do restante do contrato.
9. Após feito rápido resumo dos fatos, passo a fundamentar meu voto em complemento ao
voto do relator da matéria objeto destes processos.
II. FUNDAMENTAÇÃO
10. Os presentes processos tratam da análise do Requerimento Administrativo e pedido de
medida cautelar interpostos pelas empresas SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguaí Energia
Ltda. com vistas à suspensão da exigibilidade de eventuais multas contratuais cobradas pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e ao reconhecimento de excludente de responsabilidade pelo
descumprimento de cronograma de implantação das Usinas Termelétricas – UTEs EPP II, EPP IV, Rio de
Janeiro I e Edlux X, apresentado em manifestação aos Termos de Intimação de Penalidade Editalícia –
TIPEs nº 9/2022, nº 10/2022, nº 11/2022 e nº 12/2022-SFG/ANEEL.

11. Da análise apresentada pela SFG e SCG, conforme Nota Técnica nº 72/2022SFG/SCG/ANEEL, as obras dos empreendimentos foram iniciadas com atraso e foram descumpridos os
marcos para implantação dos projetos, inclusive o início de operação comercial e a data para início do
suprimento prevista nos Contratos de Energia de Reserva, estabelecidos para 1º de maio de 2022. Em
função disto, solicitaram revisão do cronograma para que o marco de Início da Operação Comercial fosse
alterado para 29 de julho de 2002, portanto, 89 dias após a data inicialmente pactuada.
12. Por outro lado, solicitaram o reconhecimento do excludente de responsabilidade por mora
dos órgãos licenciadores ambientais (73 dias), mora da Receita federal no desembaraço aduaneiro de
equipamentos (61 dias) e mora na entrega dos equipamentos adquiridos de uma empresa chinesa (39
dias), perfazendo valor superior ao solicitado para a postergação do cronograma.
13. Para ser reconhecido o excludente de responsabilidade por atraso no início da operação
comercial, é necessário (a) ocorrer fato imprevisível cujos efeitos são inevitáveis; (b) não haver
responsabilidade do agente no evento alegado e (c) existir nexo de causalidade entre a ocorrência e o
atraso.
14. As áreas técnicas fizeram uma análise detalhada e aprofundada de cada argumento trazido
pelos empreendedores face aos requisitos para se reconhecer o excludente e chegaram à conclusão,
abaixo transcrita:
" 135. Ainda que empreendedor dispusesse dos licenciamentos ambientais necessários,
bem como os equipamentos e transformadores, para os quais alega existir excludente de
responsabilidade, não seria viável a implantação das usinas nos estados do RJ e MS, em
virtude do não equacionamento dos entraves e pontos críticos mencionados anteriormente.
Ou seja, não há nexo causal entre os eventos alegados e o efetivo atraso na implantação
dos projetos, uma vez que tais eventos não são o caminho crítico.
136. Entende-se que a falta de equacionamento desses itens levou as empresas à busca de
outras localidades e soluções para implantação dos projetos e consequentemente
atendimento das obrigações assumidas no PCS.
137. Essa busca por soluções faz parte da matriz de risco dos agentes, ao assumirem
compromissos como produtores independentes de energia por sua conta e risco. Os
entraves identificados, para além daqueles alegados como de excludente de
responsabilidade, encontram-se na matriz de risco do empreendedor, cabendo a ele os ônus
e bônus deles decorrentes.
138. Por fim, conforme entendimento já consolidado, face a inexistência de eventos de
excludente de responsabilidade nos termos do art. 19 da Lei nº 13.360/2016, o pleito de
alteração do cronograma de implantação das usinas deve ser indeferido."
15. A partir desta conclusão da SFG e SCG, entendo fundamental, inserir no dispositivo do voto
as consequências naturais da decisão de indeferir o pedido de reconhecimento de excludente de

responsabilidade protocolado pelas requerentes. Para tanto, apresento a seguir a motivação que
fundamenta minha opinião.
16. A negativa do pleito de reconhecimento do excludente de responsabilidade culmina em
não atendimento da condição de eficácia estabelecida no Despacho nº 1.872, de 12 de julho de 2022, que
assim decidiu:
"(i) manter a cautelar concedida, para autorizar a assunção, pela Usina Termelétrica
Cuiabá, das obrigações assumidas no âmbito do PCS 1/2021 pelas Usinas Termelétricas
Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I;
(ii) condicionar a eficácia da decisão à conclusão da implantação e à disponibilização ao
SIN, nos termos da Resolução Normativa nº 583, de 22 de outubro de 2013, das Usinas
Termelétricas Edlux X, EPP II, EPPIV e Rio de Janeiro I no prazo limite definido na Cláusula
15.9 do respectivo Edital.
(...)"
17. Assim, percebe-se que o Despacho nº 1.872, de 2022, condicionou a eficácia da Decisão
recorrida à conclusão da implantação e à disponibilização ao SIN, nos termos da Resolução Normativa nº
583, de 2013, das UTEs Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I no prazo limite definido na Cláusula 15.9
do Edital do PCS nº 1/2021.
18. A referida Cláusula 15.9 do Edital do PCS determina que "Constitui hipótese de rescisão do
CER o atraso superior a 90 (noventa) dias na entrada em operação comercial do empreendimento".
19. Assim, as UTEs Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I teriam de entrar em operação
comercial irrestritamente até a data de 29 de julho de 2022 para que permanecesse válida a condição de
eficácia do Despacho nº 1.872, de 2022. Contudo, a data já foi superada e as usinas não entraram em
operação comercial. Assim, a condição de eficácia estabelecida expressamente no Despacho nº 1.872, de
2022, restou descumprida.
20. Na Nota Técnica nº 129/2022-SFG/ANEEL, que motiva publicação dos Despachos 2.162,
2.163, 2.164 e 2.165, todos de 9 de agosto de 2022, que nega a operação em teste das usinas, fica claro
que há uma série de pendências para o início dos testes, tais como, ausência de transformadores (UTE
EPP II); ausência de implantação de uma das termelétricas (EPP IV); falta de instalação de equipamentos
elétricos da subestação (UTE Edlux X); e falta de conexão ao sistema de interesse restrito da UTE Cuiabá,
impossibilitando injeção de potência na rede (UTE Rio de Janeiro I).
21. Entretanto, as empresas requereram excludentes de responsabilidade pelo atraso das
usinas, que pela análise feita pela SFG e SCG, com a qual concordo, não merecem ser acolhidas,
consequentemente, fica descumprida a condição de eficácia.
22. Aliás, mesmo que fossem concedidos os dias solicitados de excludente de responsabilidade
dos agentes, ainda assim a condição de eficácia não estaria cumprida, uma vez que, transcorridos 79 dias

desde a data final para início da operação comercial, as usinas sequer apresentaram condições para
operação em teste.
23. Como a condição de eficácia foi descumprida, a decisão se tornou ineficaz e a substituição
das térmicas contratadas no PCS pela UTE Cuiabá deixou de ser possível. Logo, o Despacho nº 1.336, de
2022, não deve ser mantido nos termos daquilo que ficou estabelecido no Despacho nº 1.872, de 2022,
merecendo aqui ser mais uma vez transcrito:
" (i) manter a cautelar concedida, para autorizar a assunção, pela Usina Termelétrica
Cuiabá, das obrigações assumidas no âmbito do PCS 1/2021 pelas Usinas Termelétricas
Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I;
(ii) condicionar a eficácia da decisão à conclusão da implantação e à disponibilização ao
SIN, nos termos da Resolução Normativa nº 583, de 22 de outubro de 2013, das Usinas
Termelétricas Edlux X, EPP II, EPPIV e Rio de Janeiro I no prazo limite definido na Cláusula
15.9 do respectivo Edital.
(...)" grifos adicionados.
24. Descumprida a cláusula de eficácia posta no Despacho nº 1.872, de 2022, a qual estava
condicionada a decisão de "manter a cautelar concedida", naturalmente a cautelar deixa de ser mantida
bem como todos os efeitos que tenha produzido desde sua publicação. Dentre esses efeitos está a
substituição da geração que deveria ter sido produzida nas UTEs Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I
e foi produzida pela UTE Cuiabá. Assim, o recebimento por meio do PCS dessa geração substituta da UTE
Cuiabá deve ser desfeito, devendo a CCEE recontabilizar seus valores. Adicionalmente, todas as
penalidades editalícias e contratuais devem ser aplicadas.
25. Além de meu entendimento até aqui exposto relativo às consequências de não estar
caracterizada a excludente de responsabilidade solicitada pelas empresas SPE EPP II Centrais Elétricas
Ltda. e SPE EPP 2 Itaguaí Energia Ltda., também faço revisão, nos parágrafos a seguir, das informações
que detinha quando proferi meu voto favorável a concessão da cautelar, que resultou na publicação do
Despacho nº 1.336 e, quando da análise de mérito, do Despacho nº 1.872, ambos de 2022.
26. Em ambas as decisões votei favoravelmente. Na primeira, pela concessão da cautelar, na
segunda, por sua manutenção desde que cumprida a condição de eficácia.
27. Na época, defendi que a leitura da Portaria nº 24, do Ministério de Minas e Energia – MME,
que tratou das diretrizes para realização do PCS, e do Edital elaborado pela ANEEL não poderia ser
realizada separadamente do conceito de energia de reserva. Como se sabe, a compra de nova energia de
reserva tem como fundamento não ser proveniente de empreendimentos que, na data da aquisição, já
estejam disponíveis para despacho pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
28. Entendi que, não por outra razão, tanto a Portaria de Diretrizes com as condições para
participar do PCS quanto o Edital do certame estabeleceram que a energia proveniente das usinas
participantes não poderia ser substituída por energia proveniente de outras usinas.

29. Certamente que a referência a "outras usinas" não poderia ter outra interpretação que
outras usinas já disponíveis para despacho pelo ONS. Se isso fosse permitido descaracterizaria a
pretendida contratação de energia de reserva. E, para estarem disponíveis para despacho, teriam que
fazer parte do conjunto de usinas (deck) que consta dos programas utilizados pelo Operador. Logo, do
planejamento setorial para atendimento da carga. Fazendo parte do deck, jamais poderiam ser
consideradas como reserva. Não fazendo parte do deck, não estariam disponíveis e a energia delas
poderia ser contratada como energia de reserva.
30. Com essa premissa, formei minha convicção de que a melhor interpretação da expressão
"substituída por outras usinas" seria: substituída por outras usinas já disponíveis ao ONS para atender a
carga. Caso contrário, infringiria o conceito de energia de reserva.
31. E esse também foi o argumento defendido pelo Diretor Relator – à época - em seu voto de
que a UTE Cuiabá não fazia parte do deck de usinas à disposição do ONS para despacho.
32. Para formar opinião de meu voto solicitei – durante a própria reunião da Diretoria -
informação da Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG se aquela área técnica
confirmava tal condição. A resposta foi positiva – o que pode ser confirmado nas imagens gravadas
daquela sessão da Reunião Pública Ordinária da Diretoria e disponíveis no site da Agência.
33. Portanto, firmei convicção de que o voto condutor estava correto nesse aspecto.
34. Recentemente, o Poder Concedente encaminhou ofício à ANEEL defendendo qual seria o
real objetivo do MME quando editou a Portaria nº 24. Essa interpretação não permitiria que a energia a
ser gerada pelas 4 usinas em análise pudesse ser substituída pela energia gerada pela UTE Cuiabá, o que
caracterizaria ato ilegal. Ainda que esses esclarecimentos tenham sido prestados, penso que a citada
Portaria não foi assertiva quanto a isso, gerando a possibilidade da outra interpretação que fiz.
35. Porém, minha decisão em votar pela concessão da cautelar não se fundamentou apenas
na possibilidade da pretendida substituição. Também levei em conta os benefícios aos consumidores que
essa substituição traria. Para decidir pelo meu voto favorável tanto na emissão da cautelar quanto,
posteriormente, na sua manutenção – quando foi incluída condição de eficácia já citada neste voto -, não
me baseei apenas nos fundamentos trazidos pelo Relator em seus votos.
36. Para avaliar se, de fato, havia benefícios aos consumidores, solicitei que a SRG informasse
qual seria o valor do custo de operação, denominado Custo Variável Unitário (CVU) da energia
proveniente da UTE Cuiabá quando comparado ao preço da usina mais barata dentre as 4 usinas das
empresas citadas. A resposta foi de que a UTE Cuiabá teria CVU igual a R$ 2.188,30/MWh, enquanto a
Edlux X (usina mais barata do conjunto das 4 usinas) seria de R$ 1.721,12/MWh.
37. Considerando que a UTE Cuiabá geraria ao CVU da Edlux X – conforme condição para a
segunda ser substituída pela primeira estabelecida no voto do relator – de fato, a substituição seria

benéfica aos consumidores. E esta foi a principal motivação para votar naquela ocasião em concordância
com o Relator.
38. Ocorre que, após a 25ª RPO, fui informado pela mesma área técnica que, a partir de
informações enviadas pela CCEE, os dados que me foram repassados naquela ocasião e que motivaram
meu voto acompanhando o voto condutor poderiam não estar totalmente corretos. Esse fato me fez
solicitar que fosse realizado estudo, à luz dessa nova informação, para avaliar o real benefício aos
consumidores com a permissão para que a energia proveniente das usinas em apreço fosse substituída
pela energia proveniente da UTE Cuiabá.
39. Diante dessa nova informação, solicitei análise mais detalhada quanto ao preço de venda
da energia proveniente das 4 usinas termelétricas EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X
comparativamente ao preço da energia gerada pela UTE Cuiabá como Merchant ou substituindo essas
usinas.
40. A seguir destaco o resultado dessa análise realizada pela área técnica.
a) ANÁLISE DE PREÇOS DAS USINAS EPP II, EPP IV, RIO DE JANEIRO I, EDLUX X
41. Considerando apenas as 4 usinas do PCS (sem incorporar a decisão da UTE Cuiabá substituir
as 4 UTEs do PCS) e considerando o lance vencedor submetido pelas empresas detentoras dessas 4 UTEs
no PCS, foram os seguintes os valores que compõem esse lance:
•
RFcomb = receita fixa atrelada ao combustível ≈ R$ 750/MWh
•
RFdemais = receita fixa dos demais custos (CAPEX e OPEX) ≈ R$ 1.034/MWh
•
Receita Fixa (RF) = RFcomb + RFdemais = R$ 1.784/MWh
•
CVU = R$ 3.422/MWh (válido para o mês de setembro/2022)
b) UTE CUIABÁ EM SUBSTITUIÇÃO ÀS 4 UTES DO PCS
42. Considerando a UTE Cuiabá substituindo as 4 usinas, e que a decisão da Diretoria da ANEEL,
conforme Despacho 1.872, de 2022, propiciou a redução da RF de R$ 49/MWh, conforme instrução e
proposta do agente, ou seja o valor de R$ 750/MWh apresentado acima na RFcomb caiu para R$
701/MWh, seriam os seguintes os resultados:
Até a inflexibilidade (325,7MWmed), a UTE Cuiabá recebe1:
• RFcomb ≈ R$ 701/MWh
• RFdemais ≈ R$ 1.034/MWh
• Receita Fixa (RF) = RFcomb + RFdemais = R$ 1.735/MWh
• CVU = R$ 3.470/MWh (válido para o mês de setembro/2022)
1 Os valores fixos são reajustados, a cada novembro, pelo IPCA. Já o CVU é reajustado mensalmente conforme equação: (1,25
x JKM x dólar) x fator de conversão "i".

43. Usualmente, quando a usina é despachada por ordem de mérito o montante despachado
acima da inflexibilidade é remunerado pelo CVU da usina. Entretanto, com a decisão da Diretoria (DSP
1.872/2022) constante no item (v.2), a geração realizada por ordem de mérito acima dos montantes de
inflexibilidade sazonalizados deverá ser paga pelo consumidor que suporta o contrato CONER ao agente
gerador ao menor valor entre o CVU da UTE Cuiabá e a Receita Fixa de combustível (RFcomb). Assim, se
CVU no mês > RFcomb: Cuiabá não recebe o CVU, mas sim o RFcomb.
44. Além disso, determinou-se que tal montante energético (despachos acima da inflex
sazonalizada) deveria ser descontado dos montantes de inflexibilidade pelo restante do período
contratado, de forma proporcional aos montantes sazonalizados, até o limite do contrato. Atingido o
limite, o gerador não faia jus a Receita (Fixa ou Variável) de Combustível, mas sim o seu CVU, caso
houvesse necessidade de geração por ordem de mérito. Se o despacho fosse fora da ordem de mérito, o
gerador recebia CVU.
45. Fazer essa diferenciação importa, pois os custos a serem suportados, a depender do
patamar (franquia da inflex), mudam (pode ser o CVU = 3.422, ou o RFcomb igual a 701).
c) UTE CUIABÁ OPERANDO COMO MERCHANT
46. Operando como Merchant, a UTE Cuiabá teria os valores a seguir apresentados.
47. Utilizando a estrutura de custos disponibilizada pela Âmbar para atualização do CVU da
UTE Cuiabá em 2021, na condição de Merchant, mas adotando-se o preço de combustível nas mesmas
condições do PCS (1,25 x JKM x dólar), é possível estimar o CVU da UTE Cuiabá operando como Merchant
para os mesmos meses anteriores:
• Parcela de custo fixo2 = R$ 131/MWh
•
CVU = R$ 2.734/MWh (válido para o mês de setembro/2022)
48. Diante dos valores apresentados, podemos comparar os custos totais em cada alternativa,
análise que apresento na sequência.
49. Quando se compara a UTE Cuiabá operando em substituição às usinas do PCS com a UTE
Cuiabá na condição de Merchant, em termos de custos totais (variáveis e fixos), observa-se que:
a) UTE Cuiabá na condição do PCS:
•
CT = R$ 1.735/MWh, até o patamar de entrega da inflexibilidade
•
CT = R$ 4.456/MWh, para além do patamar de entrega da inflexibilidade
b) UTE Cuiabá na condição Merchant:
•
CT = 2.853/MWh, considerando a parcela de custos fixos de R$ 131/MWh
2 A referência de custo fixo da UTE Cuiabá merchant (DSP 1.970, de 30/6/2021) era de R$ 47milhões/ano para um montante
de geração necessário à recuperação dos custos fixos de 357.120 MWh, que corresponde a 31 dias de geração plena de 480
MW, ou seja de R$ 131/MWh.

• CT = 2.734/MWh, sem custos fixos (após atingido o montante de geração necessário à
recuperação dos custos fixos de 357,12 GWh)
50. Importante ainda ressaltar as diferenças nos ambientes de contratação, conforme tabela a
seguir:
PCS Merchant (PRT MME de custo fixo no CVU)
• Receita fixa compulsória • Só recebe custo fixo se for despachado (se atingir a franquia,
até a inflexibilidade (325,7 para de receber)
MWmed) • Não há contrato de energia: não possui obrigação de entrega
•

Contrato CER possui da energia nem penalidades associadas
•
obrigações e penalidades Não está sujeito a penalidade por falta de combustível nem ao
associadas rateio da inadimplência no MCP
•
Contrato de combustível não é firme: condições de preço
podem variar unilateralmente pelo supridor (aditivos
contratuais)
51. O diagrama seguinte mostra esses resultados de forma esquemática:
52. O gráfico a seguir ilustra os custos por faixa de despacho, na base setembro de 2022: onde
constam os custos da UTE Cuiabá na condição PCS (RFcomb , RFdemais, CVU GFOM – fora da ordem de
mérito – ou quando do fim da franquia da inflex) e da UTE Cuiabá na condição Merchant (CVU sem custo
fixo).

53. De todo o exposto, conclui-se que o preço ao consumidor considerando a UTE Cuiabá
operando como Merchant ou operando em substituição às 4 usinas do PCS variam de acordo com a
quantidade de potência despachada, podendo variar de R$ 2.734/MWh até R$ 4.456/MWh.
54. Portanto, a informação existente no momento da decisão que serviu de base para meu
voto acompanhando a proposição do Diretor Relator que permitiu a substituição da energia gerada pela
UTE Cuiabá pela energia que seria gerada pelas 4 usinas das empresas SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda.
e SPE EPP 2 Itaguai Energia Ltda. – especialmente no concernente à vantagem em termos de preço a ser
pago pelos consumidores – somente estaria correto em determinadas condições. A depender da
necessidade de despacho, a UTE Cuiabá operando em substituição a essas usinas oneraria os
consumidores com a diferença entre os dois valores anteriores, isto é, R$ 1.722/MWh, correspondente a
diferença entre R$ 4.456/MWh e R$ 2.734/MWh.
55. Dessa análise e diante da análise realizada pela área técnica - ainda que prevalecesse a
interpretação de que nem a Portaria nº 24, nem o Edital do PCS, impediam que as usinas participantes do
certame pudessem ser substituídas por outras fora de operação ou do planejamento do despacho -, a
segunda condição – relacionada aos benefícios aos consumidores - que fundamentou meus votos nas
duas oportunidades não se confirmou.
56. Diante disso, além de entender que não deve ser mantida a cautelar devido ao
descumprimento da condição de eficácia, fato que por si só já representaria a perda de efeito da cautelar,
também, por dever de ofício, devo reconsiderar os votos que proferi nas duas decisões em apreço à luz

da análise realizada pela SRG, por meio da qual ficou comprovado que, a depender das condições de
despacho da UTE Cuiabá, o consumidor pode até mesmo ser onerado, diferentemente do que eu conclui
com base em informações que não eram precisas.
57. Diante de todo o exposto e considerando: (i) que não há excludente de responsabilidade
dos agentes em relação à implantação dos empreendimentos; (ii) o não cumprimento da condição de
eficácia estabelecida no Despacho nº 1.872, de 2022; e (iii) que não restou demonstrada a vantajosidade
para o consumidor diante da decisão do referido Despacho, a a cautelar concedida perdeu seus efeitos e,
portanto, a CCEE deve reverter os efeitos da medida cautelar constante no Despacho nº 1.336, de 2022,
cujos efeitos foram mantidos pelo Despacho nº 1.872, de 2022.
III. DIREITO
58. O encaminhamento proposto tem fundamentação nos seguintes dispositivos legais e
regulamentares: Lei nº 9.427, de 1996; Lei nº 10.848, de 2004; Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016;
Decreto nº 5.163, de 2004; Decreto nº 6.353, de 2008; Portaria MME 24/GM/MME, de 2021; Edital PCS
nº 01/2021; CER nº 448/21, nº 449/21, nº 458/21, nº 453/21, nº 459/21 e nº 460/21; Resolução Normativa
n° 876, de 10 de março de 2020; Resoluções Autorizativas nº 10.866, 10.867, 10.868 e 10.877, de 5 de
novembro de 2021, e nº 11.303, 11.304, 11.305 e 11.306, de 8 de março de 2022.
IV. DISPOSITIVO
59. Diante do exposto e considerando o que consta dos Processos 48500.005500/2021-66,
48500.005526/2021-12, 48500.005527/2021-59 e 48500.005501/2021-19, voto por:
(i) conhecer e, no mérito, negar provimento ao pedido de medida cautelar interposto
pelas empresas SPE II Centrais Elétricas Ltda. e pela SPE EPP 2 Itaguaí Energia Ltda.
com vistas à suspensão das obrigações decorrentes das Resoluções Autorizativas nº
10.866, nº 10.867, nº 10.868 e nº 10.877, todas de 2021, e do Edital do PCS nº 1/2021;
(ii) indeferir o pleito de excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação das
UTEs Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I, por inexistir eventos que se enquadrem
no art. 19 da Lei nº 13.360, de 2016;
(iii) indeferir o pedido de alteração de cronograma de implantação das UTEs Edlux X, EPP
II, EPP IV e Rio de Janeiro I, por inexistir período de excludente de responsabilidade a
ser reconhecido;
(iv) indeferir o pleito de postergação do início e do fim do suprimento dos respectivos
Contratos de Energia de Reserva – CER;

(v) declarar o não cumprimento da condição de eficácia estabelecida no Despacho nº
1.872, de 2022, e, portanto, a perda de eficácia da cautelar concedida pelo Despacho
nº 1.336, de 2022;
(vi) determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que reverta os
efeitos da medida cautelar constante no Despacho nº 1.336, de 2022, cujos efeitos
foram mantidos pelo Despacho nº 1.872, de 2022, utilizando, no que se refere a
valoração da energia gerada pela Usina Termelétrica Cuiabá, em substituição à
geração das UTEs Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I, o Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD, sem prejuízo das demais medidas necessárias decorrentes da
reversão da medida cautelar;
(vii) determinar que a SFG dê continuidade ao processo de fiscalização iniciado por meio
dos TIPE nº 0009 a 0012/2022-SFG/ANEEL, para fins de apuração de eventuais
penalidades editalícias; e
(viii) determinar à SFG que inicie processo de fiscalização específico com vistas a
proposição da cassação das outorgas de autorização das UTE Edlux X, EPP II, EPP IV e
Rio de Janeiro I, nos termos do item 16.4 do Edital do PCS.
Brasília, 18 de outubro de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor