DSP - DESPACHO 2074/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Nega conhecimento dos pedidos de reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica - APINE, Brasil PCH S.A e EDP Energias do Brasil S.A, em face da Resolução Normativa ANEEL 684 de 11.12.2015, uma vez que foram apresentados contra ato normativo, de caráter geral e abstrato, não tendo sido verificados vícios de legalidade ou razões de oportunidade ou conveniência que motivem a alteração da referida norma.
Assunto: Negação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-05
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.006210/2014-19
INTERESSADOS: Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, Brasil PCH S.A. e EDP
Energias do Brasil S.A.
RELATOR: José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEL: Diretoria
ASSUNTO: Pedidos de reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de
Energia Elétrica, pela Brasil PCH S.A. e pela EDP Energias do Brasil S.A. em face da Resolução Normativa 684, de
11/12/2015, que estabeleceu os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico
de geração hidrelétrica por agentes participantes do Mecanismo de Realocação de Energia.
I – RELATÓRIO
1. A Medida Provisória 688, de 18/8/2015, posteriormente convertida na Lei 13.203, de 8/12/2015,
dispôs sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica e instituiu a bonificação pela outorga
de concessão de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
2. Mediante Resolução Normativa (REN) 684, de 11/12/2015, a ANEEL estabeleceu os critérios para
anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica por agentes
participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE).
3. Em 22/12/2015 a Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (ABRAGEL) protocolou pedido
de reconsideração e de anulação da REN 684/2015 com requerimento de efeito suspensivo. No entanto, o referido
pedido não foi conhecido1 por ter sido interposto contra ato normativo, conforme inciso IV do art. 43 da Norma de
Organização ANEEL 001, aprovada pela Resolução Normativa 273/2007.
4. Em 23/12/2015 a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE)
protocolou pedido de esclarecimento e/ou retificação quanto a dispositivos constantes da REN 684/2015.
5. Em 23/12/2015 a Brasil PCH S.A. (Brasil PCH) também protocolou pedido de esclarecimento em face
da referida Resolução.
6. Em 8/3/2016 a EDP Energias do Brasil S.A. (EDP) apresentou requerimento questionando o prazo
de postergação do pagamento de prêmio para ressarcimento do ativo de 2015, relacionado a aplicação do disposto
na REN 684/2015.
7. Por meio da Nota Técnica 164/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 1/7/2016, as Superintendências de
Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM) e de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) concluíram que
os pedidos em tela não justificam qualquer alteração da REN 684/2015. Observa-se que nessa Nota Técnica os pontos
apresentados pela ABRAGEL também foram abordados, não obstante o seu requerimento não ter sido conhecido
anteriormente.
1 Despacho 4.128, de 23/12/2015.

8. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
9. Inicialmente, ressalta-se que os pedidos de reconsideração em referência não devem ser conhecidos
com base no inciso IV do art. 432 da Norma de Organização ANEEL 001, aprovada pela Resolução Normativa
273/2007. No entanto, por haver questionamentos relativos a possíveis pontos de conflitos entre o texto da REN
684/2015 e o da Lei 13.203/2015, entendeu-se oportuno verificar se há algum vício de legalidade ou razões de
oportunidade e conveniência que motivem a alteração da norma, o que foi feito mediante a Nota Técnica 164/2016SRM-SRG/ANEEL.
10. Conforme será demonstrado a seguir, a referida Nota Técnica merece ser endossada na íntegra.
Vejamos:
II.1 – Ressarcimento integral pela contratação da reserva de capacidade de geração específica para mitigação
do risco hidrológico
11. A APINE questiona a aplicação do art. 83 da REN 684/2015. No seu entendimento, a previsão de
ressarcimento do "custo líquido" (§ 1º do referido artigo) teria afrontado o inciso II4 do § 4° da Lei 13.203, de 2015.
Assim, solicita a retificação do § 1o do art. 8º da REN 684/2015 para que passe a prever que o ressarcimento em
questão seja integral e efetuado mediante a extensão do prazo das outorgas vigentes, por prazo limitado a quinze
anos. Segundo a APINE o seu entendimento teria suporte no fato de que o inciso III5 do § 4° do art. 1° foi suprimido
quando da conversão da Medida Provisória 688/2015 na Lei 13.203/2015.
12. Para elucidar esta questão a SRM e a SRG esclareceram, inicialmente, que a energia de reserva é
aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional - SIN,
2 Art. 43 O recurso não será conhecido quando interposto:
(...)
IV - contra ato normativo, de caráter geral e abstrato, editado pela Agência
3
Art. 8º A repactuação prevista no art. 7º é requisito indispensável para participar de leilões específicos para contratação de energia de
reserva de capacidade de geração de que trata o 3º.
§ 1º O custo líquido decorrente do uso da energia de reserva de capacidade de geração será integralmente ressarcido por meio de extensão
do prazo de outorga do gerador.
§ 2º O uso da energia de reserva de capacidade de geração se dará durante o prazo remanescente original da outorga do gerador hidráulico.
4 Art. 1°(...)
§ 4°(...)
II - contratação pelos agentes de geração, em substituição à energia de reserva de que trata este parágrafo, de reserva de capacidade de
geração específica para a mitigação do risco hidrológico, a ser ressarcida por meio da extensão do prazo das outorgas vigentes, limitado a
quinze anos, definida pelo Ministério de Minas e Energia, a partir de estudo realizado pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE, cujos
custos não serão rateados com os usuários finais de energia de reserva do Sistema Interligado Nacional - SIN.
5 § 4°(...)
II - contratação voluntária pelos agentes de geração, de reserva de capacidade de geração específica para a mitigação do risco hidrológico,
que poderá ser definida pelo Ministério de Minas e Energia, a partir de estudo realizado pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE, cujos
custos não serão rateados com os usuários finais de energia de reserva do Sistema Interligado Nacional - SIN; e
III - ressarcimento da diferença entre as receitas e os custos associados à energia de reserva de que trata o inciso II por meio da extensão
do prazo das outorgas vigentes, limitado a quinze anos.

conforme estabelecido no art. 3º e 3º-A da Lei 10.848/2004 e regulamentada pelo Decreto 6.353/2008 e REN
337/2008.
13. As áreas técnicas ressaltaram que o custo de contratação da energia de reserva é dado pelo
pagamento devido aos agentes geradores comprometidos com esta modalidade de contratação, incluindo custos
administrativos, financeiros e tributários, por meio dos recursos disponíveis na Conta de Energia de Reserva –
CONER. No ponto, lembraram que os recursos da CONER são, entre outros, provenientes do recolhimento do
Encargo de Energia de Reserva – EER, que são pagos por todos os consumidores do SIN (usuários de energia de
reserva), e a energia de reserva gerada pelas usinas contratadas nesta modalidade, que são contabilizadas e
liquidada no Mercado de Curto Prazo - MCP ao valor do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD.
14. Assim, quando o total de recursos disponíveis na CONER são insuficientes para pagamento dos
geradores vendedores a cobrança do encargo de energia de reserva é necessária. Por outro lado, havendo excedente
de recursos na CONER há previsão de restituição de montantes financeiros aos usuários de energia de reserva,
conforme regulamentação de regência. Desse modo, o efeito percebido pelos consumidores depende do PLD, pois
resulta no benefício auferido pela contratação.
15. Os geradores hidráulicos, ao contratar a energia de reserva proveniente de leilão específico para
substituição da energia de reserva existente, conforme permite o § 4° do art. 1° da Lei 13.203/2015, suportariam o
custo da contratação e aufeririam o benefício da geração no MCP (PLD).
16. No entanto, a interpretação da APINE é a de que os geradores deveriam ser ressarcidos pelo custo
da contratação (Custo) e não pelo efeito percebido (Custo – PLD).
17. Para melhor compreensão da matéria, a SRM e a SRG apresentaram o seguinte exemplo: caso o
custo da reserva seja de R$ 200 / MWh e o PLD médio do período de contratação de R$80 / MWh, os geradores
seriam ressarcidos por R$ 120 / MWh (R$ 200 / MWh – R$ 80 / MWh), enquanto a APINE entende que o valor a ser
ressarcido seria de R$200,00 / MWh.
18. Como o conceito de ressarcir é indenizar, compensar ou reparar prejuízo, não se vislumbra outra
forma senão a implementada na REN 684/2015. Com efeito, a ressarcimento do custo líquido, conforme previsto no
art. 8º da referida Resolução, é aquele que representa o ressarcimento integral da contratação da energia de reserva,
possibilitando o resultado nulo ao gerador hidráulico. A tabela a seguir ilustra o exemplo citado:
Comparação da proposta APINE com o disposto na REN 684
REN 684 APINE

| CUSTO | R$ (200,00) / MWh | R$ (200,00) / MWh |
| --- | --- | --- |
| BENEFÍCIO | R$ 80,00 / MWh | R$ 80,00 / MWh |
| RESSARCIMENTO | R$ 120,00 / MWh | R$ 200,00 / MWh |
| RESULTADO | R$ 0,00 / MWh | R$ 80,00 / MWh |

19. Verifica-se, portanto, que, se o pedido da APINE fosse atendido, o ressarcimento no valor de R$
200,00 / MWh entregaria aos geradores um ganho financeiro, o que, conforme bem salientaram as áreas técnicas,
transcenderia a reparação do custo da energia de reserva assumido pelos geradores hidráulicos.

II.2 – Cálculo do ressarcimento referente ao ano 2015 no ACL
20. O artigo 9o da REN 684/2015 estabelece que "o resultado a ser ressarcido ao gerador para o ano de
2015, referente à repactuação do risco no mecanismo do ACL, será obtido dos valores da restituição dos montantes
financeiros excedentes da CONER ao longo de 2015, atribuído ao gerador hidráulico na proporção do montante
repactuado em relação ao total de energia de reserva contratada nesse ano".
21. No entendimento da APINE a disposição do referido artigo afrontaria o disposto no § 6° do art. 1° da
Lei 13.203/2015, que dispôs que "será ressarcido aos agentes de geração o resultado do deslocamento de geração
hidrelétrica subtraído da liquidação da energia secundária e do prêmio de risco pactuado na forma do inciso I do § 4°,
no ano de 2015, referente à energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada por meio de quaisquer
dos seguintes instrumentos: (...)"
22. Conforme bem destacaram a SRM e a SRG, a REN 684/2015 foi exaustivamente discutida no âmbito
da Audiência Pública 32/2015 e o pleito da APINE não traz fatos novos ou fundamentos que justifiquem qualquer
alteração daquilo que foi aprovado pela Diretoria.
III.3 – Os geradores do PROINFA e a repactuação do risco hidrológico no ACR
23. A ABRAGEL pontuou que a Lei 13.203/2015 assegurou que a totalidade da energia comercializada
no Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA fosse considerada, para fins de
repactuação do risco hidrológico, na sistemática do ACR.
24. Conforme destacaram as áreas técnicas, a redação da REN 684/2015 converge ao entendimento da
ABRAGEL.
III.4 – Neutralidade das revisões ordinárias de garantia física
25. A ABRAGEL e a Brasil PCH alegam que a Lei 13.203/2015 teria garantido a neutralidade sobre a
eventual revisão ordinária de garantia física, desde que o gerador hidráulico tivesse optado por repactuar o risco
hidrológico.
26. Essa alegação se respaldaria na modificação do texto inicialmente constante da Medida Provisória
688/2015 e o texto final aprovado na Lei 13.203/2015. Na Medida Provisória constou que "as revisões ordinárias de
garantia física das usinas participantes do MRE que impliquem alteração da garantia física utilizada como base para
a repactuação do risco hidrológico de que trata o caput poderão ensejar alteração, pela Aneel, do preço dos contratos
de que tratam o inciso I (...)" e na Lei a expressão poderão ensejar foi alterada para ensejarão (art. 1º, § 9º).
27. Sobre o assunto as áreas técnicas salientaram que a REN 684/2015 trouxe uma matriz de opções de
repactuação dada por valores de prêmio e proteção quanto ao risco hidrológico, sendo que um dos produtos,
denominado SPR (prêmio de 10% do valor do contrato de venda), garante 100% de proteção quanto ao risco
hidrológico, bem como proteção quanto aos efeitos de eventual revisão ordinária de garantia física.
28. Entende-se, portanto, que o art. 1º, § 9º, da Lei 13.203/2015, está devidamente regulamento, haja
vista que o produto SPR, conforme mencionado, garante a neutralidade da eventual revisão ordinária da garantia
física e seu valor foi definido com base no montante repactuado, conforme determina a legislação.

II.5 – Exclusão compulsória de geradores do MRE e pagamento do prêmio do risco
29. A ABRAGEL também questiona a possibilidade de exclusão compulsória do MRE, previsto na
Resolução Normativa 409/2010. No entanto, conforme corretamente salientaram a SRM e a SRG, o processo de
regulamentação da Lei 13.203/2015, que culminou com a publicação da REN 684/2015, não é o foro adequado para
discussão de assuntos relacionados a REN 409/2010.
30. Sustenta a ABRAGEL que a Resolução Normativa 684/2015 trouxe exigência de que, para os
geradores hidráulicos que venham a ser compulsoriamente desligados do MRE, seja mantido o pagamento de prêmio
pelo período equivalente à sua permanência no mecanismo.
31. Sobre o assunto, as áreas técnicas reiteraram que a continuidade do pagamento de prêmio, pós
exclusão do MRE, confere a necessária contrapartida na repactuação, conforme expressamente determina o art. 1º
da Lei 13.203/2015. Assim, não estabelecer um limite mínimo de pagamento do prêmio pós saída do MRE (por
exclusão ou opção) significaria possibilitar um livre "trânsito" do gerador hidráulico entre duas diferentes posições: (i)
transferir o risco aos consumidores (períodos de GSF reduzido) e (ii) assumir o risco (períodos de liquidação da
energia secundária).
32. Por fim, a SRM e a SRG esclareceram que os efeitos das indisponibilidades de usinas hidrelétricas
não despachadas centralizadamente são capturados pela apuração da geração média. No caso de descumprimento
de metas de geração média, a usina hidrelétrica é desligada compulsoriamente do MRE, devendo manter-se nessa
situação por pelo menos um ano. Por essa razão, no caso de exclusão do MRE, as usinas hidrelétricas devem
continuar pagando o prêmio associado à transferência do risco hidrológico por certo período, de modo a compensar
o fato de as usinas terem sido ressarcidas por indisponibilidade enquanto estavam no mecanismo.
II.6 – Saldo do ressarcimento do ativo de 2015 para usinas hidráulicas desligadas do MRE em 2015.
33. Outro questionamento da ABRAGEL refere-se ao disposto no art. 1°, § 11°, da Lei 13.203/2015, que
cuida do saldo de ressarcimento em 2015 dos geradores hidráulicos que tenham se desligado do MRE em 2015.
34. Conforme as áreas técnicas destacaram, essa situação engloba um número reduzido de geradores
hidráulicos e que, diferentemente do que afirma a ABRAGEL, a REN 684/2015 cuidou dessa questão.
II.7 – Taxa de desconto utilizada para o cálculo de postergação do pagamento de prêmio.
35. A EDP questionou a utilização da taxa de desconto de 9,63% ao ano. Seu questionamento, em
síntese, reside na utilização desse valor em base líquida, portanto, desconsiderado a incidência do pagamento do
imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido. Assim, argumenta que a taxa de desconto deveria ser de
14,59% ao ano, o que traria ao acionista o resultado efetivo de 9,63% ao ano.
36. No ponto, importa reiterar que a discussão sobre a taxa de desconto a ser utilizada foi objeto da 2ª e
da 4ª fase da AP 32, de 2015, o que resultou no Anexo II da REN 684/2015 (resultado a ser ressarcido referente aos
efeitos da repactuação no ano de 2015).
37. A SRM e a SRG observaram ainda que valores dos prêmios de risco originaram-se também de uma
análise de fluxo de caixa descontado sob a perspectiva do consumidor. Assim, se coubesse aumento da taxa de
capitalização para o gerador, o mesmo se aplicaria na concepção do prêmio. Ao final, o prazo de postergação de
pagamento de prêmio não se modificaria.

III– DIREITO
38. A presente análise foi realizada com observância dos seguintes dispositivos legais e regulamentares:
(i) Lei 9.427/1996, com redação dada pela Lei 10.848/2004; (ii) Decreto 2.335/1997; e (iii) Decreto 5.163/2004; (iv)
Decreto 5.177/2004; e (v) Resolução Normativa 684/2015.
IV – DISPOSITIVO
39. Do exposto e considerando o que consta do Processo 48500.006210/2014-19, voto por não conhecer
dos pedidos de reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia
Elétrica – APINE, pela Brasil PCH S.A. e pela EDP Energias do Brasil S.A. em face da Resolução Normativa 684, de
11/12/2015, uma vez que foram apresentados contra ato normativo, de caráter geral e abstrato, não tendo sido
verificados vícios de legalidade ou razões de oportunidade ou conveniência que motivem a alteração da referida
norma.
Brasília, 2 de agosto de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor