REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 11724/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Transfere da Mercurio Partners Ltda para a UTE Paulínia Verde Ltda, a autorização referente à Usina Termelétrica MP Paulínia, no município de Paulínia, (SP).
Assunto: Transferência
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-20
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.006358/2021-74 e 48500.005593/2021-29.
INTERESSADA: Mercúrio Partners Ltda e UTE Paulínia Verde Ltda.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e
Distribuição – SCT, Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração - SCG.
ASSUNTO: Alteração de características técnicas da Usina Termelétrica – UTE MP Paulínia, localizada no
município de Paulínia, estado de São Paulo; Declaração de Utilidade pública, para fins de instituição de
servidão administrativa, em favor de Mercurio Partners Ltda., das áreas de terra necessárias à passagem
de trecho de linha de transmissão que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição Carioba – Nova
Aparecida C1, com 138 kV, na Subestação UTE Paulínia Verde, localizada no estado de São Paulo;
transferência da autorização da UTE MP Paulínia, atualmente detida pela empresa Mercúrio Partners
Ltda., em favor da empresa UTE Paulínia Verde Ltda; e Pedido de Medida Cautelar, interposto pela
Mercúrio Partners Ltda. com vistas à transferência da autorização da Usina Termelétrica – UTE MP
Paulínia em favor da empresa UTE Paulínia Verde Ltda.
I – RELATÓRIO
1. A UTE MP Paulínia sagrou-se vencedora no Procedimento Competitivo Simplificado - PCS
1º/2021, Produto Disponibilidade – DISP2022-03, realizado em 25 de outubro de 2021, com 15.950 kW
de potência.
2. Em 5 de novembro de 2021, a UTE MP Paulínia foi outorgada por meio da Resolução
Autorizativa nº 10.872.
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3. Em 8 dezembro de 2021, a Interessada solicitou por meio de carta S/nº1, a alteração das
características técnicas da UTE MP Paulínia, a saber: alteração da potência instalada, localização, ponto
de conexão e denominação da usina.
4. Destaca-se que a Mercúrio Partners Ltda. é autorizada de geração sob regime de Produção
Independente de Energia Elétrica – PIE e, mediante correspondência2 de julho de 2021, solicitou a
Declaração de Utilidade Pública - DUP, para instituição de servidão administrativa, de área necessária à
passagem do trecho de linha de transmissão que perfaz o Seccionamento da Linha de Distribuição 138 kV
Carioba – Nova Aparecida C1, na Subestação UTE Paulínia Verde.
5. Foi autorizada à Mercúrio Partners3, por meio da por meio da REA nº 10.872, a linha de
transmissão de interesse restrito da Usina, formada pela conexão da UTE MP Paulínia com a LD 138 kV
Carioba – Tanquinho C1. Porém, dentre outras alterações de características técnicas do empreendimento,
a empresa solicitou a mudança da forma de conexão da Usina, que passaria a ser feita por meio do
seccionamento LD 138 kV Carioba - Nova Aparecida C1.
6. Em 11 de janeiro de 2022, a Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração
(SCG) emitiu a Nota Técnica n. 18/2022-SCG/ANEEL, em que analisou e recomendou a aprovação dos
pleitos de alterações da potência instalada, localização, ponto de conexão, denominação da usina e do
Sistema de Transmissão de Interesse Restrito.
7. Considerando que a Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG
manifestou-se favoravelmente ao pleito da Interessada, a Superintendência de Concessões, Permissões e
Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT analisou o novo traçado4, condicionando a emissão da
DUP à aprovação da alteração da forma de conexão da Usina pela Diretoria Colegiada da Aneel.
8. Em 17 de janeiro de 2022 o processo foi distribuído a minha relatoria.
9. Na mesma data, a SCG em conjunto com a Superintendência de Regulação Econômica e
Estudos do Mercado – SRM emitiram a Nota Técnica 131/2022-SCG/SEM/ANEEL, em complemento à Nota
1 Documento SicNet nº 48513.034123/2021-00.
2 Carta S/N de 10 de dezembro de 2021. Documento SicNet nº 48513.033518/2021-00.
3 Resolução Autorizativa nº 10.872, de 5 de novembro de 2021.
4
Nota Técnica nº 18/2022-SCT/ANEEL, de 13 de janeiro de 2022. Documento SicNet nº 48526.000186/2022-00.
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Técnica n. 18/2022- SCG/ANEEL, revisitando o pedido referente à alteração da potência, acabando por
recomendar sua negativa.
10. Em 26 de janeiro de 2022, foi solicitada5 a transferência de titularidade da outorga da UTE
MP Paulínia, com complementação6 da documentação necessária até 24 de março de 2022.
11. Em 25 de fevereiro de 2022, a Mercurio Partners Ltda apresentou Carta s/n, requerendo o
registro das unidades adicionais que faziam parte do pedido para aumento de potência, como "unidades
de contingência".
12. Em 29 de março de 2022, por meio da Nota Técnica nº 2337, a SCG recomendou a
transferência da autorização da UTE MP Paulínia para a empresa UTE Paulínia Verde Ltda.
13. Em 4 de abril de 2022, o processo de transferência de titularidade da outorga foi distribuído
por conexão à minha relatoria.
14. Em 6 de abril de 2022, a empresa apresentou pedido de medida cautelar incidental
requerendo urgência na deliberação e aprovação do pedido de transferência de titularidade, também
distribuído à minha relatoria.
15. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
16. O Procedimento Competitivo Simplificado (PCS) nº 01/2021 objetivou a contratação de
energia de reserva para garantir a segurança e a continuidade do suprimento eletroenergético no país em
face da restrição de oferta de energia ocasionada pela crise hidroenergética ocorrida entre os anos de
2020 e 2021.
5 Documento SIC nº 48513.002243/2022-00.
6 Documentos SIC nº 48513.008219/2022-00 e nº 48513.008785/2022-00.
Documento SIC nº 48524.004050/2022-00.
7
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17. A sua realização foi determinada por intermédio da Resolução Creg n. 4, de 2021,
considerando as deliberações do CMSE, ao passo que as diretrizes para sua realização foram estabelecidas
conforme disposições da Portaria Normativa nº 24/GM/MME, de 17/9/2021.
18. O certame foi realizado sob condições excepcionais, uma vez que se tratou de contratação
emergencial pela necessidade de aumento da oferta de energia já em maio de 2022. Neste cenário, o PCS
não se tratou de mera contratação para expansão da geração dentro do planejamento ordinário do setor,
mas de uma situação excepcional, motivada principalmente pela situação crítica em que os reservatórios
se encontravam em 2021 e expectativas para 2022.
19. Como resultado, foram contratados 778,2 MWmédio mediante contrapartida de uma
receita fixa por disponibilidade de R$ 11,71 bilhões anuais.
20. Ocorre que a medida excepcional e, à época necessária, resultou em um impacto financeiro
demasiado alto. Da receita fixa anual de contrapartida, R$ 8,99 bilhões serão repassados anualmente às
tarifas de distribuição. Apenas essa rubrica representa um incremento médio de 4,49% nas tarifas de todo
o país.
21. Conforme acompanhamento desta agência, apenas em 2022, com previsão de entrada em
operação de 60% dos projetos, haverá um aumento na ordem de 3,3% na tarifa dos brasileiros.
22. Ainda de acordo com informativo consolidado da CCEE, elaborado posteriormente ao PCS,
o impacto financeiro esperado do procedimento será da ordem de R$ 39 bilhões.
23. É neste cenário de preocupação que, em 17 de fevereiro de 2022, recebemos o Ofício
6444/2022-TCU, encaminhado pelo Tribunal de Contas da União – documento restrito, e por isso não
anexado aos autos – referente ao processo TC 001.722/2022-0, que analisa Representação contra a
execução dos contratos decorrentes do PCS, a fim de evitar grave lesão ao interesse público, notadamente
o aumento do custo de vida da população e da produção nacional, tendo em vista a existência de atuação
antieconômica na condução dos procedimentos.
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24. O mérito da Representação requer que o TCU torne nulo o PCS e todos os instrumentos
dele decorrentes e que os agentes públicos responsáveis sejam devidamente sancionados pela condução
da questão.
25. Tal processo, inclusive, é conexo com o objeto do TC 016.319/2021-4, o qual versa sobre
acompanhamento das ações governamentais relativas ao atendimento energético do Sistema Interligado
Nacional (SIN), diante do cenário hidrológico desfavorável de 2021.
26. Através do ofício indicado, o TCU requereu informações sobre o andamento das
contratações decorrentes do PCS, bem como sobre uma possível rescisão unilateral dos instrumentos,
tendo em vista a constatação de irregularidades apontadas pela Secretaria de Infraestrutura Elétrica –
SeinfraElétrica, análise esta que acredito imprescindível para o presente feito e que, portanto, faço a
transcrição de alguns trechos:
17. A situação atual dos reservatórios justifica reavaliação da necessidade dos contratos
Análise
17.6. Nessa parte da petição, o representante destaca a possibilidade de rescisão unilateral dos
contratos decorrentes do PCS em razão de sua antieconomicidade, já que a situação
hidrológica atual não justifica termelétricas a preços tão elevados. Alega ainda que a avaliação
da economicidade da contratação, diante da nova situação dos reservatórios, se faz necessária
diante da autotutela dos órgãos e entidades governamentais responsáveis.
17.7. Na 260a Reunião Ordinária do CMSE, realizada em 12/1/2022, o Comitê decidiu que,
mesmo diante da melhoria das condições hidrológicas, as medidas excepcionais relacionadas
ao despacho de usinas termelétricas fora da ordem do mérito deveriam continuar, pois ainda
havia a necessidade de recuperação do armazenamento de relevantes reservatórios de usinas
hidrelétricas (peça 16, p. 2). Contudo, limitou o acionamento de termelétricas com o Custo
Variável Unitário (CVU) de até R$ 1.000,00/MWh, sendo que esse limite, excepcionalmente,
poderia chegar até o valor de R$ 1.500,00/MWh, conforme excerto da ata da referida reunião
transcrito abaixo:
Diferentemente da deliberação então vigente, o colegiado estabeleceu limite para o despacho
adicional de recursos para atendimento ao SIN, de forma que a geração termelétrica total
das usinas despachadas pelo ONS, já acrescidos dos montantes porventura importados, não
ultrapasse 15.000 MWmédios, limitados a termelétricas que possuírem Custo Variável
Unitário – CVU de até R$1.000/MWh. Em casos de reconhecida necessidade sistêmica,
advinda de indisponibilidades forçadas de equipamentos em base semanal, ou situações
excepcionais devidamente justificadas, e com vistas ao atingimento dos cenários
prospectivos apresentados ao CMSE, considerar-se-á como limite o valor de CVU de até
R$1.500/MWh. Estes valores teto de CVU foram indicados com vistas a priorizar a otimização
energética a menores custos totais de operação e poderão ser revistos nas reuniões técnicas
do Grupo de Trabalho do CMSE para acompanhamento das condições de atendimento ao SIN,
desde que devidamente justificado. (grifos acrescidos)
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17.8. Observa-se que essa decisão do CMSE foi tomada quando a situação dos reservatórios
não era tão boa quanto a apresentada pelo representante na Figura 1. De acordo com as
informações da Figura 3, o volume dos reservatórios do SIN, em 11/1/2022, um dia antes da
realização da mencionada reunião do CMSE, era de 51,20%, portanto, inferior aos 55,73%
verificados em 24/1/2022.
[...]
17.9. Em nova consulta, observa-se que o volume útil dos reservatórios está em patamar ainda
mais privilegiado agora no início de fevereiro, conforme atesta a Figura 4, que traz os valores
referentes a 8/2/2022. Essa situação mais atual aumenta a possibilidade de que não seja mais
necessário o despacho de termelétricas mais caras e de que existe a possibilidade de que os
contratos decorrentes do PCS, dado o contexto atual, sejam desnecessários e antieconômicos.
[...]
17.10. Em consulta ao valor médio das termelétricas contratadas no PCS, todas elas possuem
um custo médio maior do que os R$ 1.500,00/MWh definidos pelo CMSE como limite
excepcional para o acionamento, conforme dados do documento da EPE à peça 15, p. 2.
Ademais, a maioria dessas térmicas possui inflexibilidade operativa de 100%, o que significa
que gerarão energia independentemente de serem mais caras e que, portanto, esses custos
elevados recairão na tarifa dos consumidores.
17.11. Assim sendo, há indícios de que os contratos com as termelétricas decorrentes do PCS,
no contexto atual, sejam antieconômicos, em desobediência ao Princípio da Economicidade,
que deve pautar as contratações públicas, com fulcro no art. 37, caput, da CF/88.
17.12. Como dito anteriormente, quando da realização do certame, não era possível inferir a
antieconomicidade da contratação, uma vez que a contratação se deu em um momento
excepcional de crise hidroenergética. Contudo, diante do cenário hidrológico atual, é
necessário que sejam avaliados os contratos no sentido de comparar se custos de sua eventual
resolução (multas contratuais mais perdas e danos; vide Cláusula 13.1 da minuta dos contratos
– peça 19) são inferiores aos custos de sua execução, o que justificaria eventual rescisão
unilateral pela administração pública, com base no poder-dever de autotutela.
17.13. Ressalta-se mais uma vez que se trata de uma contratação com preço bem acima dos
praticados nos leilões sob condições ordinárias, dada a excepcionalidade do momento e das
exigências em que foi realizado, e envolve acréscimo de valores da ordem de R$ 39 bilhões para
os consumidores ao longo dos próximos anos. Entre as condicionantes previstas no edital do
certame, havia condições explícitas para que gerador tivesse mantido seu contrato ao longo
da execução, como não alterar características físicas, assumir risco de performance (tendo a
obrigação de entrar em operação comercial em maio de 2022), entre outros.
17.14. Considerando que a situação dos reservatórios, para o mesmo período, está mais
favorável do que nos últimos cinco anos; que ainda não se iniciou o fornecimento de energia
decorrente da contratação; que os preços contratados são superiores aos normalmente
contratados em leilões ordinários; que o custo total da execução dos contratos é de dezenas de
bilhões de reais e serão integralmente repassados para os consumidores; que o leilão foi
realizado de forma excepcional, com base em estudos mais simplificados, com prazos
processuais mais curtos, com valores unitários mais elevados, com cronogramas previstos para
implantação dos empreendimentos mais apertados, com flexibilizações quanto a exigências
ambientais e de conexão à rede, entre outros; e que há previsão contratual para resolução dos
contratos, é necessário que as entidades envolvidas avaliem a pertinência, ou não, da rescisão
de contratos decorrentes do PCS.
17.15. Essa avaliação está fundamentada no poder-dever de autotutela da Administração
Pública, com fulcro no art. 53 da Lei no 9.784/1999. Acerca da autotutela administrativa,
menciona-se trecho da obra do administrativista José dos Santos Carvalho Filho:
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Não se trata apenas de uma faculdade, mas também de um dever, pois que não se pode admitir
que, diante de situações irregulares, permaneça inerte e desinteressada. Na verdade, só
restaurando a situação de regularidade é que a Administração observa o princípio da
legalidade, do qual a autotutela é um dos mais importantes corolários. Não precisa, portanto,
a Administração ser provocada para o fim de rever seus atos. Pode fazê-lo de ofício. Aliás, não
lhe compete apenas sanar as irregularidades; é necessário também que as previna, evitandose reflexos prejudiciais aos administrados ou ao próprio Estado. (CARVALHO FILHO, 2017, p.
35-36)
17.16. Carvalho Filho ainda afirma que a autotutela abarca não só a necessidade de revisão de
atos ilegais, mas também "aspectos de mérito, em que se reexamina atos anteriores quanto à
conveniência e oportunidade de sua manutenção ou desfazimento" (CARVALHO FILHO, 2017,
p. 36). Portanto, no caso da contratação em análise, ainda que não haja indícios de ilegalidade,
há a possibilidade de rescisão contratual baseada na discricionariedade administrativa.
17.17. Contudo, esse poder encontra limites na segurança jurídica e na estabilidade das
relações jurídicas. Segundo o referido administrativista, a "possibilidade de revisão dos atos
administrativos revela-se, em alguns casos, mais nociva do que a sua permanência (CARVALHO
FILHO, 2017, p. 36).
17.18. Em decorrência da possibilidade de que a manutenção dos contratos decorrentes do PCS
seja mais prejudicial à administração pública do que a sua eventual rescisão, entende-se
necessário que haja avaliação pelos entes governamentais competentes, em obediência ao
poder-dever de autotutela administrativa.
17.19. Nesse sentido, entende-se necessário diligenciar os gestores para que informem se o
cenário hidrológico mais recente ainda justifica energia de reserva adquirida via PCS. Caso a
resposta seja negativa, questionar a pertinência de manutenção dos contratos frente à
possibilidade de rescisão unilateral.
27. A análise sobre a inexistência de avaliação dos impactos tarifários da contratação do PCS,
restou considerada irregular no âmbito do TC 016.319/2021-4.
28. É diante desde cenário fático preocupante, portanto, que eu me debrucei na análise do
presente processo, bem como dos demais processos relacionados a alterações de características técnicas
de empreendimentos contratados no PCS.
29. Embora demandem certa urgência em sua instrução e decisão, os processos relacionados
ao certame estão sendo analisados com muita cautela, de forma apurada e detida, tendo em vista o
impacto que irão acarretar ao Sistema Elétrico Brasileiro, como demonstrado.
30. Por oportuno, faço aqui constar que em todas as análises, atuamos prezando pela
responsabilidade administrativa e a segurança jurídica, priorizando sempre o menor impacto aos
consumidores, parte sempre mais fraca e vulnerável do setor. Portanto, havendo dúvidas quanto a algum
aspecto técnico ou jurídico relacionado, processos não são pautados e decididos às pressas. Por esta
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razão, desnecessário e desproporcional o Mandado de Segurança impetrado contra este relator, tendo
em vista a retirada de pauta do processo na última RPO, realizada em 12 de abril de 2022.
31. Agora, por sua vez, considero verificadas e sanadas as dúvidas, de modo a expor as
seguintes considerações de voto.
ll.1 – Das alterações de características técnicas
II.1.1 – Do pedido de alteração de potência
32. Conforme apresentado no relatório deste voto, posteriormente à emissão da Nota Técnica
nº 18/2022-SCG/ANEEL, verificou-se que o pleito de ampliação da capacidade instalada da UTE MP
Paulínia encontra óbices na Portaria Normativa MME nº 24/GM/MME e no Edital do PCS 1/2021-ANEEL,
sendo emitida a Nota Técnica conjunta da SCG e SEM n. 131/2022-SCG/SRM/ANEEL, recomendando sua
negativa.
33. Como pode-se observar dos excertos a seguir transcritos, tanto a Portaria Normativa
quanto o Edital, trazem vedação para alterações que impliquem em aumento da receita variável
negociada.
Portaria Normativa MME nº 24/GM/MME
Art. 4º [...]
§ 2º Os empreendedores poderão alterar as características técnicas das Usinas, após a
assinatura do CER, desde que as modificações:
[...]
V - não impliquem aumento da receita fixa ou variável negociadas;
Edital do PCS 1/2021-ANEEL
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:
[...]
e) não implique aumento da receita fixa ou variável negociadas;
34. Desta forma, a Nota Técnica n. 131/2022-SCG/SRM/ANEEL, considerou que:
10. Considerando que toda a energia entregue pela usina deve ser liquidada no âmbito do CER,
conforme § 5o do art. 3o, e que a parcela variável da receita de venda remunera a geração da
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usina na ordem de mérito, conforme inciso II do § 1o do art. 5o, ambos dispositivos da Portaria
Normativa no 24, de 2021, conclui-se que o aumento da potência da usina poderá implicar no
aumento da receita variável negociada no PCS.
11. Destaca-se que a vedação relativa ao aumento da receita variável não se confunde com
vedação ao aumento do CVU, pois esse último ponto é tratado explicitamente pelo inciso VII
do § 2o do art. 4o da Portaria Normativa no 24, de 2021.
35. Assim, a ampliação da potência acarretaria aumento da receita variável negociada no
certame, o que é expressamente vedado pelo Edital do PCS 1/2021-ANEEL e pela Portaria Normativa MME
no 24/GM/MME.
36. Com a negativa de alteração feita pela Nota Técnica 131/2022-SCG/SRM/ANEEL, a empresa
apresentou solicitação para que as unidades adicionais que faziam parte do pedido para aumento de
potência, fossem registradas como "unidades de contingência", nos seguintes termos:
Vale ressaltar que as unidades adicionais que compunham a potência da usina no pedido
original servirão como "back-up", com o objetivo de aumentar a confiabilidade da geração da
usina, em benefício do SIN, sem aumento da potência da usina. Desta forma, solicita o registro
de tais unidades como "unidades de contingência".
37. No entanto, após o pleito apresentado pela empresa, não houve análise da área técnica
sobre a possibilidade apresentada.
38. Importante destacar que tal solicitação deve ser apresentada à SCG, que é a
Superintendência com a compentência de analisar a viabilidade técnica das propostas apresentadas por
agentes que venham a solicitar alterações nas configurações dos empreendimentos outorgados.
39. Outrossim, vale destacar que, ao participar do leilão, o agente aceita suas condições, sendo
vedada a sua modificação ex post, sob pena de violar postulados normativos básicos inerentes às
concorrências públicas, a exemplo do princípio da isonomia e da vinculação ao instrumento convocatório.
40. Isso posto, entendo que o pedido de ampliação da potência da UTE MP Paulínia deve ser
indeferido e que o pedido de registro de unidades como "unidades de contingência" deve ser
encaminhado para a SCG.
II.1.2 – Do pedido de alteração do Sistema de Transmissão de Interesse Restrito
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41. Adicionalmente, foi solicitada a alteração no Sistema de Transmissão de Interesse Restrito
da usina que passará a ser constituído de uma subestação elevadora junto à usina, com 2 transformadores
13,8/138 kV, de 25/31,25 MVA, cada, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito simples, de
aproximadamente 3,65 km de extensão, conectando o seccionamento da LD 138 kV Carioba - Nova
Aparecida - C1, sob responsabilidade da CPFL, conforme Documento de Acesso a Leilão – DAL n°
REPP2021-10583, de outubro de 2021, emitida pelo CPFL Paulista que atestou a viabilidade da conexão
em questão.
42. A Nota Técnica n. 131/2022-SCG/SRM/ANEEL, embora tenha indeferido o pleito de
alteração da potência, verificou a possibilidade de alteração dos demais pleitos.
13. O pedido em questão ainda envolve alteração de denominação, localização e sistema de
transmissão da usina, os quais não guardam correlação com o aumento da receita variável,
portanto, entende-se que essas alterações podem ser deferidas.
43. Desta forma, uma vez atestada a validade da solicitação, aprovo esta alteração.
II.1.3 – Do pedido de alteração da localização e de alteração de denominação
44. Considerando a avaliação favorável da SCG e que foram atendidas as condições do Edital
do PCS 1/2021-ANEEL e Portaria Normativa MME nº 24/GM/MME, entendo por acatar o pedido de
alteração da localização e de alteração de denominação.
ll.1.5 – Do pedido de transferência de titularidade
45. Quanto à análise do pleito de transferência de titularidade da UTE MP Paulínia para a UTE
Paulínia Verde Ltda., com base no disposto na Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020 e no
analisou8
Edital do PCS 01/2021, a os documentos referentes ao sucessor da outorga, quais sejam os
dados cadastrais e qualificação jurídica, composição societária, regularidade fiscal e qualificação
econômico-financeira.
8 Nota Técnica nº 233/2021 – SCG/ANEEL, de 29 de março de 2022, Doc SicNet.
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46. A SCG verificou que as certidões necessárias se encontravam válidas na data de instrução
do processo e que a Interessada atendeu aos requisitos definidos na Resolução Normativa nº 876/2020
para transferir a titularidade da autorização da usina, assim como foi verificado o histórico da interessada
quanto ao comportamento e penalidades no desenvolvimento de projetos de serviço de energia elétrica
e não foram identificados óbices ao deferimento da presente solicitação.
47. Por conseguinte, a área técnica concluiu que o processo de transferência de titularidade da
UTE MP Paulínia está em condições de ser aprovado, o que acompanho.
ll.1.6 – Do pedido de declaração de utilidade pública – DUP
48. Trata-se de solicitação de Declaração de Utilidade Pública, para instituição de servidão
administrativa, inicialmente em favor da em favor da Mercúrio Partners Ltda., da área necessária à
passagem do trecho de linha de transmissão que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição 138 kV
Carioba – Nova Aparecida C1 na Subestação UTE Paulínia Verde, localizada nos municípios de Nova Odessa
e Paulínia, estado de São Paulo.
49. Constata-se, que é competência da ANEEL emitir a Declaração de Utilidade Pública, nos
termos do art. 10 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, com a redação dada pela Lei nº 9.648, de 27 de
maio de 1998.
50. A SCT registrou, na Nota Técnica nº 18, de 13 de janeiro de 2022, a análise do pleito da
Requerente e atestou sua conformidade com os requisitos da Resolução Normativa nº 919, de 23 de
20219.
fevereiro de
51. Após exame, a SCT declarou que a área requerida para a declaração de utilidade pública é
necessária para a passagem trecho de linha de transmissão que perfaz o seccionamento da Linha de
Distribuição 138 kV Carioba – Nova Aparecida C1, na Subestação UTE Paulínia Verde, e que considera "[...]
9 "Estabelece os procedimentos gerais para requerimento de Declaração de Utilidade Pública – DUP, de áreas necessárias à implantação de
instalações de geração e de transporte de energia elétrica, por concessionários, permissionários e autorizados e dá outras providências"
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configurado o interesse público na área objeto deste requerimento, razão pela qual ela deverá ser
declarada de utilidade pública".
52. Por considerar que os documentos apresentados pela Interessada estão em conformidade
com os requisitos da Resolução Normativa nº 919, de 2021, bem como a recomendação favorável da SCT,
julgo que a declaração de utilidade pública deve ser expedida, na forma da anexa minuta de resolução
autorizativa.
II.2 – DAS CONSIDERAÇÕES DE CONTORNO DO PCS
53. Faz-se importante, ainda, citar o recebimento do Ofício CTA-ONS DGL 0113/2022, de 17 de
janeiro de 2022, em que o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS informa sobre usinas contratadas
no PCS para as quais há evidências de restrição de escoamento ou há necessidade de deslocamento de
geração de usinas já existentes no SIN, decorrentes de esgotamento da capacidade de transmissão em
regime normal de operação. Apresenta, ainda, estimativa comparando os custos de contratação do PCS
em relação aos custos de contratação das usinas deslocadas.
54. O ONS identificou risco de restrição em regime normal de operação ao seu despacho pleno
em usinas do PCS:
5. Em relação às usinas do estado do Espírito Santo (ES), UTE Viana 1 (37,48 MW), UTE
Povoação I (74,96 MW) e UTE Luiz Oscar Rodrigues de Melo (36,0 MW), destacamos:
5.1. No DEA, referenciado em [b], relativo à UTE Viana 1 no estado do Espírito Santo, a análise
de fluxo de potência identificou esgotamento, em regime normal de operação, da capacidade
de longa duração da LT 345 Macaé – Venda das Pedras, notadamente, durante a operação em
carga média e pesada no cenário energético caracterizado pela maximização da exportação da
Região Nordeste para a Região Sudeste, durante o período seco nas Regiões Sudeste e CentroOeste, bem como baixa geração hidráulica nas usinas de Simplício e Ilha dos Pombos
localizadas na área Rio de Janeiro.
5.2. Apenas a partir da entrada em operação da LT 345 kV Lagos – Leopoldina, prevista para
março de 2025, haverá pequeno alívio no carregamento da LT 345 kV Macaé – Venda das
Pedras, mas considerando o ainda alto carregamento dessa LT, permanece a necessidade de
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eventual redespacho de geração, para controle do carregamento, que pode variar em função
das condições de carga e geração na rede 138 kV do Rio de Janeiro e Espírito Santo.
5.3. Adicionalmente, ainda no DEA da UTE Viana I, o ONS identificou que a referida usina traz
impacto para a rede de distribuição da ENEL-RJ, agravando o risco de sobrecarga nas LD 138
kV Mombaça – Macabu CD e no tape 138 kV Venda das Pedras – Magé/Arsenal.
5.4. A partir da entrada em operação da SE 345/138 kV Lagos, prevista para julho de 2022, fica
equacionado o risco de sobrecarga na LD 138 kV Mombaça – Macabu CD, porém permanece
o risco de sobrecarga para o tape 138 kV Venda das Pedras – Magé/Arsenal, cuja solução é a
nova SE 345/138 kV Sete Ponte que está prevista para setembro de 2026, ou seja, fora do
horizonte de contratação das usinas PCS.
5.5. De forma similar, o despacho das UTE Povoação I e UTE Luiz Oscar Rodrigues de Melo
resulta nos mesmos impactos supracitados para a UTE Viana I na rede de transmissão do SIN,
conforme parecer técnico referenciado em [c].
5.6. Dessa forma, durante o período seco das regiões Sudeste e Centro-oeste, para todo o
horizonte analisado, os problemas relatados na Rede Básica e no sistema de distribuição da
ENEL-RJ poderão resultar na necessidade de deslocamento de geração de usinas existentes,
dado que as usinas PCS do ES informaram inflexibilidade de despacho.
[c] ONS, PTC-ONS 0915-2021, de Outubro/2021.
55. O ofício utiliza como exemplo o montante de deslocamento devido à sobrecarga na Rede
Básica, considerando o despacho total das usinas do PCS do ES, que é apresentado na tabela a seguir. Os
montantes de deslocamento apresentados consideram o redespacho individual para as UTE Termomacaé,
Norte Fluminense ou GNA I que são as usinas de maior influência para o controle de carregamento da LT
345 kV Macaé – Venda das Pedras. Destaca-se que os deslocamentos das UTEs Termomacaé, Norte
Fluminense e GNA I são excludentes.
Fonte: CTA-ONS DGL 0113/2022.
56. Com base nesse exemplo, estimou-se os custos de contratação do PCS (fixo e variável) em
comparação com os mesmos custos de contratação das usinas existentes, considerando os montantes
deslocados, apresentando os valores estimados em base horária para cada usina individualmente:
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Fonte: CTA-ONS DGL 0113/2022.
57. Considerando o objetivo do PCS de agregar energia e potência ao SIN, principalmente para
os períodos secos com baixos níveis dos reservatórios das regiões Sudeste como os vivenciados ao final
ao longo de 2021, foram apresentadas as estimativas de custos em base mensal, considerando a
necessidade de controle de carregamento da LT 345kV Macaé – Vendas das Pedras, durante 5 horas por
dia (inferidos), de segunda-feira a sábado, o que corresponde, em média, a 130 horas/mês.
Fonte: CTA-ONS DGL 0113/2022.
58. Adicionalmente, foi feita uma avaliação estimando os sobrecustos causados pelas
restrições de escoamento, dados pela soma dos custos fixos e variáveis das usinas do PCS com geração
plena (148,44 MW), abatidos do custo variável das usinas existentes deslocadas individualmente.
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Fonte: CTA-ONS DGL 0113/2022.
59. As questões apontadas pelo Operador indicam que determinados projetos contratados no
PCS não atendem ao objetivo fim da contratação, qual seja, adição de recursos de geração, com intuito
de garantir a segurança do suprimento até 2025. Desta forma, a Superintendência de Regulação dos
Serviços de Transmissão – SRT em conjunto com a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de
Geração – SFG e a Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, encaminharam ofício
ao Ministério de Minas e Energia, no seguinte sentido:
3. O PCS foi instituído com o objetivo de agregar recursos energéticos adicionais ao Sistema
Interligado Nacional – SIN, conforme evidenciado pelo Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico – CMSE, no âmbito da 254ª Reunião Ordinária de 3/9/2021, que estabeleceu a
necessidade do PCS, nos termos abaixo reproduzidos:
[...]
Por esse motivo, a Portaria Normativa n° 24/GM/MME, de 17/9/2021, de 17/9/2021, atribuiu
exclusiva responsabilidade ao vendedor, não admitindo qualquer excludente de
responsabilidade no caso de restrições ao escoamento ou de indisponibilidade da conexão.
Veja-se:
"Art. 3º Caberá à Aneel elaborar o respectivo Edital (...)
§ 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". (Grifo nosso)
Ficando ainda estabelecido no § 10 do art. 3º da referida Portaria que:
"§ 10. No Procedimento Competitivo Simplificado de 2021, o agente vendedor não fará jus ao
recebimento da receita de venda nos casos de restrições ao escoamento ou de
indisponibilidade, na data de início de suprimento contratual de energia elétrica, das
Instalações de Distribuição ou de Transmissão necessárias para o escoamento da energia
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produzida pelo empreendimento de geração apto a entrar em Operação Comercial." (Grifo
nosso)
Posto isso, e com base nas avaliações produzidas pelo ONS, a ANEEL seguirá instrução
processual de modo a avaliar o enquadramento desses projetos na condição de restrição de
escoamento, o que implica na caracterização de "apto a entrar em Operação Comercial", nos
termos do §10 do art. 3°da Portaria Normativa n° 24/GM/MME, de 17/9/2021.
Por fim, caso esse MME tenha questões específicas sobre o objetivo fim da contratação do PCS
que possam servir à devida instrução processual da ANEEL, solicitamos encaminhar para
compor nossa análise.
60. Diante deste cenário de preocupação com relação às usinas contratadas, tenho por
imperioso determinar que as áreas técnicas responsáveis avaliem, com base no § 10 do art. 3º da referida
Portaria, a plena capacidade de escoamento das usinas da UTE Paulínia Verde Ltda para então liberar
aptidão para Operação Comercial.
61. Além disso, importante também determinar ao ONS que, em casos futuros de restrição de
escoamento, que não sejam deslocadas usinas mais baratas de forma a onerar os consumidores.
III – PREJUDICIALIDADE DA CAUTELAR INCIDENTAL
62. Conforme consta do relatório, a empresa apresentou pedido de medida cautelar incidental
requerendo urgência na deliberação e aprovação do pedido de transferência de titularidade.
63. Considerando a natureza instrumental da ação cautelar, uma vez deliberado o mérito
integral do processo, não mais persiste o interesse de agir da requerente. Desta forma, reconheço a perda
do objeto da cautelar, restando assim prejudicado o pedido e extinto o processo.
IV - DIREITO
64. Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos:
a) Constituição da República Federativa do Brasil de 1988;
b) Decreto-Lei nº 3.365, de 21 de junho de 1941, alterado pela Lei nº 2.786, de 21 de maio de 1956;
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c) Decreto nº 24.643, de 10 de julho de 1934, regulamentado pelo Decreto nº 35.851, de 16 de julho
de 1954;
d) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
e) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
f) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998;
g) Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, com redação dada pelo Decreto nº 10.272, de 12 de
março de 2020;
h) Decreto nº 89.817, de 20 de junho de 1984, com redação dada pelo Decreto nº 5.334, de 6 de
janeiro de 2005;
i) Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020;
j) Resolução Normativa Aneel nº 919, de 23 de fevereiro de 2021;
k) Edital do Procedimento Competitivo Simplificado nº01/2021;
l) Nota Técnica nº 233/2021 – SCG/ANEEL, de 29 de março de 2022;
m) Nota Técnica nº [Palavras-chave]/2021 – SCT/ANEEL, de 13 de janeiro de 2022;
n) Portaria Normativa nº 24/GM/MME, de 17 de setembro de 2021;
o) Portaria n° 4.742, de 26 de setembro de 2017.
V – DISPOSITIVO
65. A partir de tais argumentos e do que consta dos Processos nº 48500.006358/2021-74 e
48500.005593/2021-29, voto por aprovar a emissão de Resolução Autorizativa, conforme minuta anexa,
que visa:
i. transferir a autorização da UTE MP Paulínia da Mercúrio Partners Ltda para a UTE
Paulínia Verde Ltda;
ii. alterar a localização, o ponto de conexão e denominação da usina da UTE MP
Paulínia;
iii. declarar de utilidade pública, para instituição de servidão administrativa, a área de
terra necessária à passagem de trecho de linha de transmissão que perfaz o
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seccionamento da Linha de Distribuição 138 kV Carioba – Nova Aparecida C1, na
Subestação UTE Paulínia Verde, localizada nos municípios de Nova Odessa e Paulínia,
estado de São Paulo; e
iv. negar a ampliação da potência da UTE MP Paulínia;
v. extinguir o pedido de medida cautelar, sem resolução do mérito, uma vez
reconhecida a perda do objeto;
vi. determinar que a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG),
Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) e a Superintendência
de Regulação Econômica e Estudos de Mercado (SRM) avaliem, com base no § 10 do
art. 3º da referida Portaria nº 24/GM/MME/2021, a plena capacidade de escoamento
das usinas do PCS, para então liberar aptidão para Operação Comercial e o
recebimento da receita de venda; e
vii. determinar ao ONS que, em casos futuros de restrição de escoamento, que não sejam
deslocadas usinas mais baratas de forma a onerar os consumidores.
Brasília, 19 de abril de 2022.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor
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