DSP - DESPACHO 2891/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Indefere o pleito de excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação da Pequena Central Hidrelétrica Ponte Branca, inclusive para fins de alteração da data de suprimento e recomposição do prazo de outorga; e afasta a aplicação de penalidade em face do atraso verificado.
Assunto: Indeferimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-10-13
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003422/2005-47; 48500.006699/2013-30.
INTERESSADO: PB Produção de Energia Elétrica - Eireli
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG)
ASSUNTO: Análise do pedido de excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação da Pequena
Central Hidrelétrica Ponte Branca, outorgada por meio da Resolução Autorizativa n° 4.085, de 7 de maio
de 2013, à PB Produção de Energia Elétrica - Eireli, com 10.500 kW de potência instalada, localizada nos
municípios de Iaras e Águas de Santa Bárbara, estado de São Paulo.
I - RELATÓRIO
1. Em janeiro de 2020, a PCH Ponte Branca foi selecionada para a 17ª Campanha de
Fiscalização da ANEEL – Usinas em Implantação (CF 01/2020), cuja investigação foi conduzida pela Agência
Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - ARSESP, agência estadual conveniada pela
ANEEL.
2. Em 10 de junho de 2020, foi emitido pela ARSESP o Termo de Intimação de Penalidade
Editalícia – TIPE nº 001/2020.
3. Em manifestação ao TIPE foi encaminhada à ARSESP o Ofício PB EIRELI N° 231/EXP/2020 de
24 de junho de 2020, onde o empreendedor apresentou o pedido de excludente, alegando os seguintes
motivos:
- i) não obstante as tratativas para a obtenção da ASV tenha se dado em julho de 2019,
ela só veio a ser emitida agora em junho de 2020, e o atraso não pode ser imputado à PB
EIRELI;
- ii) mesmo que as especificações técnicas para a construção de equipamentos e máquinas
tenham sido feitos corretamente pela PB, observou-se que alguns deles apresentaram
defeitos de fabricação, como, por exemplo, eixo do gerador apresentar trincas;

- iii) quando se iniciaram as fases finais de construção da barragem e outras obras civis a
PB enfrentou período chuvoso que em muito retardou o cronograma, em especial no
início deste ano;
- iv) a pandemia gerou protelações nos órgão com o quais a PB teve que se relacionar,
sejam órgãos ambientais, concessionárias, fornecedores, etc.;
- v) feriados prolongados foram criados artificialmente no estado de São Paulo, o que
colaborou para que tivéssemos menos dias de trabalho;
empresas fornecedoras da PB ou paralisaram suas atividades ou diminuíram-nas
- vi)
face à pandemia instalada, retardando entregas de máquinas e ou equipamentos;
- vii) recesso do judiciário coincidiu com época em que a PB precisou judicializar questões
relativas a soluções na seara fundiária.
4. Por meio da Nota Técnica NT.E-0039-2020, datada de 10 de julho de 2020, a ARSESP
analisou a manifestação ao TIPE encaminhado pela Autorizada.
5. Em análise à correspondência encaminhada pela PB Produção de Energia Elétrica Eireli, a
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração - SFG afirmou não ter sido possível identificar
explicitamente o número de dias de excludente para cada motivo apresentado e nem o período em que
a empresa alega a existência de excludente de responsabilidade. Diante disso, por meio do Ofício Nº
606/2020-SFG/ANEEL1, de 01 de outubro de 2020, a SFG solicitou à PB Produção de Energia Elétrica Eireli
a complementação das informações apresentadas, acompanhada de seus respectivos documentos
comprobatórios, informando o número de dias de excludente para cada motivo apresentado e o período
em que a empresa alegou a existência de excludente de responsabilidade.
6. Por meio da Correspondência s/n°2 de 5 agosto de 2020, a autorizada informou a respeito
da "excessiva perda de água na comporta da tomada d'água da unidade geradora 3", que se encontrava
em fase intermediária de montagem, sendo necessária a "redução do nível do reservatório e liberação
controlada da água já retida". Entretanto, em análise à manifestação apresentada pela PB Produção de
Energia Elétrica Eireli, através do Ofício 389/EXP/PRE3, de 16 de outubro de 2020, no âmbito do processo
de investigação, verificou-se a inconsistência entre a data de início de enchimento do reservatório
(iniciado em 28 de julho de 2020) e a emissão do Parecer Técnico n° 239/20/IE, em 16 de setembro de
1 Sicnet nº 48532.003322/2020-00.
Sicnet nº 48513.021386/2020-00.
2
3 Sicnet nº 48513.027814/2020-00.

"as
2020, o qual concluiu que exigências relativas à etapa de enchimento do reservatório foram atendidas
satisfatoriamente" e "que não há óbices ao enchimento do reservatório da PCH Ponte Branca".
7. Por meio do Ofício n° 734/2020–SFG/ANEEL4, de 14 de dezembro de 2020, foi solicitado à
empresa geradora esclarecimentos a respeito do enchimento do reservatório da PCH Ponte Branca.
8. Em 16 de outubro de 2020, por meio do Ofício 389/EXP/PRE5 a autorizada apresentou
manifestação ao Ofício n° 606/2020-ANEEL/SFG.
9. A ARSESP, por sua vez, emitiu a NT.E-0063-2020 com informações complementares ao
processo de fiscalização em 27 de outubro de 2020.
10. Em 19 de janeiro de 2021, por meio da Nota Técnica nº 002/2021-SFG/SCG/ANEEL6, a
Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração - SCG e a SFG recomendaram:
a) indeferir o pleito de excludente de responsabilidade, inclusive para fins de alteração da
data de suprimento e recomposição do prazo de outorga;
b) avaliar a aplicação de penalidade de resolução do respectivo CER nos termos da
Cláusula 12, subcláusula 12.1, inciso III, devido ao atraso configurado de mais de 120 dias
em marcos de implantação da usina.
11. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
12. Trata-se da análise do pedido de excludente de responsabilidade pelo atraso na
implantação da Pequena Central Hidrelétrica Ponte Branca, outorgada por meio da Resolução
Autorizativa n° 4.085, de 7 de maio de 2013, à PB Produção de Energia Elétrica - Eireli, com 10.500 kW de
potência instalada, localizada nos municípios de Iaras e Águas de Santa Bárbara, estado de São Paulo.
13. A energia proveniente da PCH Ponte Branca foi comercializada no Leilão nº 03/2016,
relativo ao 10° Leilão de Energia Reserva (1° LER de 2016), com início de suprimento em 1º de março de
2020. O empreendimento foi outorgado pela Resolução Autorizativa n° 4.085, de 7 de maio de 2013 e
4 Sicnet nº 48532.004148/2020-00.
Sicnet nº 48513.027814/2020-00.
5
6 Sicnet nº 48532.000161/2021-00.

teve o cronograma alterado pelo Despacho n° 170, de 20 de janeiro de 2017, que estabeleceu os seguintes
marcos:
a) Início da montagem eletromecânica: até 30/8/2017
b) Desvio do Rio: até 30/8/2017
c) Conclusão da montagem eletromecânica: até 30/8/2018
d) Obtenção da Licença de Operação (LO): até 31/7/2018
e) Início do enchimento do reservatório: até 30/4/2018
f) Início de operação em teste da Unidade Geradora (UG) 1: até 30/10/2018
g) Início de operação em teste da UG 2: até 30/11/2018
h) Início de operação em teste da UG 3: até 30/12/2018
i) Início de operação comercial da UG 1: até 30/11/2018
j) Início de operação comercial da UG 2: até 30/12/2018
k) Início de operação comercial da UG 3: até 30/1/2019
14. Quanto à alegação de atraso na emissão do Licenciamento Ambiental da PCH Ponte Branca,
de acordo com a análise da SFG e da SCG, feita através da Nota Técnica nº 002, tendo em vista o histórico
do processo de licenciamento da PCH Ponte Branca, verificou-se que o empreendimento possuía a licença
de instalação, mas não a autorização da supressão da vegetação do reservatório, sem a qual era
impossível dar sequência nesta etapa de implantação do projeto.
15. A autorizada apresentou a alegação de que "a ausência de um procedimento claro e
específico dificultou a tramitação dos documentos em análise, bem como falhas nos sistemas online dos
órgãos ambientais para os cadastros das documentações", entretanto, as áreas técnicas concluíram que
não foram apresentados documentos capazes de comprovar o alegado, não sendo possível realizar
avaliação a respeito deste item. Aliás, pelas informações apresentadas, a SFG e a SCG entenderam que o
órgão ambiental atuou dentro de suas competências legais no processo de emissão da ASV.
16. Com relação à argumentação sustentada pela autorizada quanto à emissão da ASV, de que
"a CETESB [Companhia Ambiental do Estado de São Paulo] só distribuiu o processo para a área técnica
responsável pela primeira avaliação da documentação que a PB encaminhou na data de 11.10.2019, ou
seja, praticamente 90 dias depois", verificou-se que apesar da tramitação do processo demandar
aproximadamente 90 dias, com tramitação do processo em 11 de outubro de 2019, o setor responsável
encaminhou ao agente, nesta mesma data, mensagem solicitando a regularização de documentação, não
sendo possível concluir que tal fato tenha impactado no atraso no processo de licenciamento da ASV, nem

que o órgão ambiental tenha atuado em desrespeito aos seus prazos e procedimentos, conforme elucida
a SFG e a SCG.
17. Ademais, ao longo do processo da CETESB, foram identificados diversos documentos do
tipo "Comunique-se" solicitando complementações de informações no processo de licenciamento da ASV,
que se estenderam até a véspera da emissão da autorização, fato que demonstra que o processo não
ficou estagnado e sem análise pelo órgão ambiental em momento algum. Verifica-se, desta forma, que o
processo ambiental exigiu a complementação de informações para que pudesse ser analisado e concluído.
18. Ainda, quanto à argumentação da recorrente referente à necessidade de aguardar a
publicação da Autorização de Manejo In Situ para então iniciar a supressão, entende-se que esta
disposição deva ser respeitada. Conforme expresso na ASV, a validade desta autorização estava
condicionada à obtenção da Autorização de Manejo In Situ, conforme reproduzido a seguir:
A validade desta Autorização está condicionada a obtenção da Autorização de Manejo in
situ para as atividades de resgate de fauna, emitida pelo Departamento de Fauna, da
Secretaria de Infraestrutura e Meio Ambiente – DeFau/SIMA.
19. Em manifestação complementar, a empresa mencionou também o atraso na emissão de
pareceres técnicos da CETESB para o enchimento do reservatório e para a renovação da autorização de
manejo de fauna.
20. Contudo, em consulta ao processo de licenciamento, verificou-se que conforme a
Informação Técnica n° 11/20/IEOH de 28 de julho de 2020, relativa à fase de enchimento do reservatório
da PCH Ponte Branca, foi necessária complementação de informações para comprovação de
"atendimento das exigências técnicas da Licença Ambiental de Instalação – LI nº 2664 e Parecer Técnico
nº 48/20/I".
21. O histórico constante do Parecer Técnico n° 239/20/IE de 16 de setembro de 2020,
contempla a realização de reunião em 3 de setembro de 2020, "com o registro dos esclarecimentos
prestados pelo interessado e da solicitação de informações complementares necessárias para
manifestação da CETESB quanto à etapa de enchimento do reservatório".

"as

22. O supracitado Parecer concluiu que exigências relativas à etapa de enchimento do
reservatório foram atendidas satisfatoriamente" e "que não há óbices ao enchimento do reservatório da
PCH Ponte Branca".
23. A Autorizada ressaltou também problemas quanto à "renovação da autorização de manejo
de fauna que foi liberada apenas no dia 17.09.2020". Por meio do Parecer Técnico n° 239/20/IE, foi
possível identificar as seguintes informações:
Parecer Técnico DeFau/CMFS-IS nº 150/2020, que analisou o Programa de Resgate e
Afugentamento de Fauna para a etapa de enchimento do reservatório da PCH Ponte
Branca e subsidiou a emissão da Autorização de manejo in situ nº 038.021/2020, de
23/07/2020, com validade até 31/07/2020.
Tendo em vista que a Autorização de Manejo in situ nº 038021/2020, expirou em
31/07/2020, entende-se que, antes do início das atividades de enchimento do
reservatório, deverá ser obtida nova Autorização de Manejo in situ, emitida pelo
Departamento de Fauna (DeFau/SIMA). (grifos nossos)
24. Considerando as informações disponíveis e a análise realizada pelas áreas técnicas, verificase que a Autorização de manejo da fauna expirou em julho de 2020, sendo que o empreendedor deveria
obter sua renovação antes do enchimento do reservatório, cuja anuência ocorreu em 16 de setembro de
2020. Conforme informação do empreendedor, a renovação da autorização de manejo de fauna ocorreu
no dia seguinte, 17 de setembro de 2020, e era pré-requisito para iniciar as atividades de enchimento de
reservatório, assim, a SCG e a SFG concluíram não ser possível identificar prejuízo para este item.
25. Dessa forma, por meio do histórico do processo de licenciamento ambiental, verifica-se
que houve a necessidade de complementações de informações para permitir a emissão da ASV e aval do
órgão ambiental do enchimento do reservatório, não tendo sido comprovada qualquer irregularidade ou
descumprimentos por parte do órgão ambiental. Assim, entendo em conformidade com a SFG e com a
SCG no sentido de que o argumento do empreendedor quanto ao excludente de responsabilidade
relacionado ao licenciamento ambiental não merece prosperar.
26. Quanto à alegação de recesso judiciário durante a fase de instrução do processo de
judicialização da posse de terrenos. Ressalta-se que em relação a esta argumentação não se trata de fato
imprevisível, sendo que a autorizada deveria antever as estratégias necessárias, de forma a se planejar
adequadamente para o equacionamento das pendências do processo de aquisição fundiária. Assim,

entendo em conformidade com a SFG e com a SCG no sentido de que o recesso judiciário deve ser
considerado como risco inerente ao negócio do empreendedor e não pode ser reconhecido como
excludente responsabilidade.
27. Em relação aos equipamentos contratados para a implementação da PCH Ponte Branca, a
Autorizada argumentou que "mesmo que as especificações técnicas para a construção de equipamentos
e máquinas tenham sido feitas corretamente pela PB, observou-se que alguns deles apresentaram
defeitos de fabricação, como, por exemplo, eixo do gerador apresentar trincas".
28. Contudo, ressalta-se que os riscos inerentes à contratação de terceiros não podem ser
considerados como excludente de responsabilidade, pois são de responsabilidade da autorizada, como
disposto na Resolução Normativa nº 389, de 15 de dezembro de 2009, que trata dos deveres, direitos e
outras condições gerais aplicáveis às outorgas de autorizações, conforme estabelecido no seu art. 2º,
inciso I:
Art. 2º Constituem obrigações gerais do Autorizado: I - implantar e operar a central
geradora, executando as obras correspondentes, em conformidade com as normas
técnicas e legais específicas, conforme cronograma apresentado à ANEEL, e estabelecido
na respectiva Resolução Autorizativa, responsabilizando-se, de forma objetiva, pelo
cumprimento dos marcos definidos, assumindo os ônus por eventuais atrasos,
ressalvados os casos de escusabilidade em razão de atos praticados pelo Poder Público,
caso fortuito ou força maior, nos termos do parágrafo único do artigo 393 do Código Civil".
29. A autorizada alegou ainda que as chuvas impactaram negativamente na implantação do
projeto. Entretanto, em manifestação ao Ofício n° 606/2020-ANEEL/SFG, não foi apresentada qualquer
menção ou documentação comprobatória relativo ao item, com intuito de comprovar que as chuvas
mencionadas foram muito superiores à média histórica, por exemplo.
30. Ademais, cumpre-se ressaltar que realizar o planejamento adequado para implantação do
projeto frente às adversidades possíveis precavendo-se aos seus respectivos riscos, dentre eles, os
impactos climáticos em sua implantação, faz parte da responsabilidade do empreendedor. Dessa forma,
opino em convergência ao entendimento firmado pela SFG e pela SCG no sentido de que o motivo
apresentado pela empresa deve ser considerado como risco inerente ao negócio do empreendedor, de
modo que não pode ser avocado como excludente responsabilidade.

31. Em relação ao impacto da pandemia na implantação PCH Ponte Branca, a Autorizada
pontuou:
- iv) a pandemia gerou protelações nos órgãos com o quais a PB teve que se relacionar,
sejam órgãos ambientais, concessionárias, fornecedores, etc;
- v) feriados prolongados foram criados artificialmente no estado de São Paulo, o que
colaborou para que tivéssemos menos dias de trabalho;
- vi) empresas fornecedoras da PB ou paralisaram suas atividades ou diminuíram-nas face
à pandemia instalada, retardando entregas de máquinas e ou equipamentos;
32. Em função da situação de Emergência em Saúde Pública de Importância Internacional,
declarada pela Organização Mundial de Saúde - OMS, e na classificação da COVID-19 como Pandemia em
20 de março de 2020, o Decreto Legislativo nº 6, de 2020, reconheceu a ocorrência do estado de
calamidade pública, com efeitos até 31 de dezembro de 2020, nos termos da solicitação do Presidente da
República encaminhada por meio da Mensagem nº 93, de 18 de março de 2020.
33. No âmbito do setor elétrico, em 18 de março de 2020, portanto um pouco antes dos atos
Oficiais acima de governo, por meio da Portaria MME nº 117/GM, o Ministério de Minas e Energia - MME
instituiu o Comitê Setorial de Crise para articular, coordenar, monitorar, orientar e supervisionar as
providências e medidas a serem adotadas pela Administração Central do Ministério, pelos Órgãos e
Entidades vinculadas, bem como pelos Agentes dos Setores cujas atividades são reguladas pelas Agências
afetas à Pasta.
34. Em 25 de março de 2020, mediante a Portaria ANEEL nº 6.310 de 2020, a ANEEL definiu
diversas medidas processuais excepcionais, dentre elas, alteração e suspensão de prazos e procedimentos
no âmbito da Agência, adoção de reuniões de Diretoria Colegiada exclusivamente de maneira virtual, além
de alterar os períodos de envio de contribuições para consultas públicas realizadas pela Agência.
35. Diante deste fato, o Gabinete de Monitoramento da Situação do Setor Elétrico - GMSE,
instituído pela Portaria ANEEL nº 6.335, de 08 de abril de 2020, emitiu em 16 de abril de 2020, a Nota
Técnica nº 01/2020-GMSE/ANEEL, contemplando a avaliação inicial dos efeitos da pandemia da COVID19, bem como eventuais medidas, de curto e médio prazos, para o enfrentamento da crise nos segmentos
de Geração, Transmissão e Distribuição de energia elétrica.

36. Entre os meses de março e junho de 2020, a Superintendência de Concessões e
Autorizações da Geração - SCG e a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração - SFG
receberam diversas correspondências com informações acerca dos impactos advindos da COVID-19 nas
obras de usinas em implantação, além de envios sistemáticos encaminhados por meio do Relatório de
Acompanhamento da Implantação de Empreendimentos de Geração - RAPEELWeb.
37. Não obstante, em 12 de maio de 2020 a Diretoria Colegiada da ANEEL, por meio do
Despacho nº 1.298, de 2020, decidiu estabelecer (i) a data limite de 29 de maio de 2020 para que usuários
solicitassem ao ONS a avaliação de postergação das datas de início de execução do Contrato de Uso do
Sistema de Transmissão - CUST; (ii) a data limite de 8 de junho de 2020 para que os usuários e o ONS
celebrassem Termo Aditivo ao CUST, conforme a Resolução Normativa - REN nº 666, de 2015; e (iii) para
geradores, que os efeitos da postergação das datas de início de execução do CUST estão condicionados à
alteração da outorga até o vigésimo dia do mês de início da execução do CUST aditado.
38. Em 12 de junho de 2020, a SFG e a SCG, em conjunto com a Superintendência de Regulação
dos Serviços de Geração - SRG e com a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado
– SEM encaminharam o Ofício Circular nº 006/2020-SFG/SCG/SRG/SRM/ANEEL aos Agentes de Geração
com obras em implantação informando as premissas que seriam adotadas pela ANEEL para a análise dos
pedidos de excludente de responsabilidades justificados pelos impactos da COVID-19, bem como
estabelecendo a documentação necessária à comprovação do pleito.
39. Por meio da Nota Técnica n° 002/2021, a SFG e a SCG analisaram o descumprimento do
cronograma da usina e verificaram que, não obstante as consequências da pandemia do COVID-19, o
percentual de execução da curva S (% Físico Realizado) informado nos relatórios que o empreendimento
evoluiu de 86 % (maio/2020) a 98,3% (setembro/2020), cerca de 12,3 % durante o período 5 meses.
40. Ainda, verificou-se que, pelo cronograma de outorga, a PCH Ponte Branca deveria estar em
operação comercial desde janeiro de 2019 (marco da operação comercial da UG3), sendo que pelo edital
do Leilão em que se sagrou vencedora, o suprimento seria para 1º de março de 2020, datas anteriores à
situação de pandemia declarada pelas autoridades oficiais.

41. Assim, é necessária a existência de nexo de causalidade entre a ocorrência do fato e o
atraso na entrada em operação comercial para justificar o reequilíbrio do contrato nos termos da Lei nº
13.360/2016. Ou seja, no caso concreto, não deve haver dúvida de que os entraves vivenciados devido à
pandemia de COVID-19 impactaram no caminho crítico de implantação do empreendimento. Entretanto,
percebe-se a ausência de nexo de causalidade entre a pandemia e o atraso nas obras de execução da
usina, visto que o descumprimento do cronograma já havia se configurado anteriormente, por outros
motivos decorrentes da própria atuação da Autorizada que não se enquadram como excludente de
responsabilidade.
42. Ademias, apesar da pandemia, percebe-se a continuidade das obras na usina por meio de
informações encaminhadas nos relatórios de progresso - RAPEEL.
43. Além disso, a autorizada informou que houve impacto na implantação da usina devido ao
atraso da CPFL no processo relacionado à conexão. Entretanto, a SFG e a SCG concluíram que não foram
identificados impactos no cronograma de implantação da usina em função do atraso da obra de conexão
na subestação pela CPFL, agendada para o dia 08 de outubro de 2020. Nesse período, o reservatório
estava em formação (38%) conforme Ofício 389/EXP/PRE, de 16 de outubro de 2020. Dessa forma, pela
sequência de fatos apresentados, opino em convergência com o entendimento das áreas técnicas de
modo que não merece prosperar a argumentação da empresa a respeito do excludente de
responsabilidade relacionado ao processo de conexão da usina à subestação da CPFL.
44. Outrossim, por meio do Ofício 389/EXP/PRE, de 16 de outubro de 2020, a autorizada
apresentou manifestação ao Ofício n° 606/2020-ANEEL/SFG relatando o impacto da estiagem no
enchimento do reservatório. Entretanto, conforme a análise realizada pela SFG e a SCG, verificou-se que
por atos e motivos decorrentes da própria atuação da autorizada, a etapa do enchimento do reservatório
se estendeu por um longo período, abrangendo assim o período de estiagem, e, assim, não deve ser
caracterizada como excludente de responsabilidade.
45. Por meio do Ofício 389/EXP/PRE, em resposta ao Ofício n° 606/2020-ANEEL/SFG, que
solicitou a identificação do número de dias de excludente para cada motivo apresentado, a Autorizada
declarou:

(...)a PB não tem como expressar matematicamente a quantidade de dias de atraso
porque as questões envolvidas contêm variáveis que são alheias ao nosso conhecimento.
46. Temos que o cumprimento ao cronograma de implantação é responsabilidade exclusiva do
empreendedor e faz parte dos riscos que são por ele assumidos ao pleitear e obter autorização, inclusive
quanto à obtenção do respectivo licenciamento ambiental, responsabilidade do planejamento de
atividades de implantação do projeto, contratação de terceiros, dentre outros. Essa é atribuição inerente
ao papel que o agente desempenha no setor elétrico quando autorizado como Produtor Independente
de Energia.
47. Cumpre-se ressaltar que, a isenção da responsabilidade pelo cronograma de implantação
da usina só pode ocorrer nos casos em que fatos externos à conduta do agente geram a impossibilidade
do cumprimento do dever a ele imposto. Em outras palavras, a lei não busca remediar o descuido do
agente. Somente o protege de ocorrências que podem ser classificadas como extraordinárias, ou
imprevisíveis.
48. Assim, para que haja excludente de responsabilidade, é imprescindível a existência do nexo
de causalidade entre o evento imprevisível e o efetivo atraso na operação comercial do autorizado,
conforme previsto na Lei 13.360/2016:
Art. 19. Havendo atraso no início da operação comercial decorrente de circunstâncias
caracterizadas pela Aneel como excludentes de responsabilidade, o prazo da outorga de
geração ou transmissão de energia elétrica será recomposto pela Aneel por meio da
extensão da outorga pelo mesmo período do excludente de responsabilidade, bem como
será feito o adiamento da entrega de energia caso o empreendedor tenha contrato de
venda em ambiente regulado.
Parágrafo único. Para os fins do disposto no caput, entendem-se como excludentes de
responsabilidade todas as ocorrências de caso fortuito e força maior, incluindo, mas não
se limitando a, greves, suspensões judiciais, embargos por órgãos da administração
pública direta ou indireta, não emissão de licenças ou autorizações pelos órgãos
competentes por motivo não imputável ao empreendedor e invasões em áreas da obra,
desde que reconhecidos pela Aneel a ausência de responsabilidade do agente e o nexo de
causalidade entre a ocorrência e o atraso na entrada em operação comercial.
49. Dessa forma, concluo em alinhamento ao apresentado pelas áreas técnicas na Nota Técnica
nº 002/2021-SFG/SCG/ANEEL considerando que o atraso na implantação do empreendimento não restou

configurado como excludente de responsabilidade e que, portanto, não exime a responsabilidade do
Agente.
50. Ressalta-se ainda, que conforme informações da Nota Técnica NT.E-0037-2020, "A ARSESP
enfatizou na reunião o descumprimento do cronograma da autorização. O agente esclareceu que
mudanças na composição societária acarretaram desvios na execução da obra (...)". Novamente verificase fatos que não se caracterizam como excludente de responsabilidade, mas que contribuem para
justificar o impacto no cronograma de implantação do projeto.
51. No que se refere à recomposição do prazo de outorga, ela tem o objetivo de manter o
equilíbrio econômico-financeiro da relação jurídica estabelecida entre o outorgado e o Estado. Conforme
texto extraído da Lei 13.360/2016, exposto anteriormente, o prazo de vigência da autorização deverá ser
recomposto pelo mesmo período em que se reconhecer o excludente. Logo, não há de se falar em
recomposição do prazo de outorga.
52. Pelo mesmo motivo, o pleito da empresa relacionado à postergação do suprimento de
energia não merece prosperar:
2.8. CONTRATOS DE COMERCIAIZAÇÃO DE ENERGIA
A PB EIRELI não pode negar que o início do fornecimento da energia contratada com a
CCEE não pode dar-se no prazo acordado. No entanto, há que se ter em conta não só os
motivos que ensejaram dito atraso, muitos dos quais alheios à vontade da PB; mas,
sobretudo que, face a pandemia que se verifica no país, o setor elétrico como um todo
está merecendo reajustes, reprogramação de investimentos, socorros financeiros à
empresas, inadimplências generalizadas, etc. [...] Face a esse quadro a primeira
constatação é que há excesso de geração em todo o SIN, observando-se, por
consequência, queda significativa no PLD. Ora, sabe-se que a Lei 10.848/2004 criou a
denominada Energia de Reserva (é este o caso presente) com vistas a atingir dois objetivos
fundamentais: i) garantir a segurança no fornecimento de energia no país; e, ii) promover
a diversificação na nossa matriz energética, incentivando a geração que adviessem de
várias outras fontes primárias. Pois bem, não há no horizonte de médio prazo, seja para
2020, seja para 2021, nenhum indicativo de perigo no abastecimento. Nesse sentido, o
atraso verificado, no momento presente, não traz qualquer prejuízo ao sistema e aos
consumidores, dado que o valor da energia contratada é substancialmente maior que o
PLD, o que iria invariavelmente gerar um saldo negativo na Conta de Energia de Reserva.
De outro lado, o próprio contrato de compra e venda assinado com a CCEE, como bem
observado na Nota Técnica, traz mecanismos internos que possibilitam absorver eventual
retardamento no início do fornecimento. Por essas razões a PB EIRELI entende que o
quadro fático mostrado encoraja contratante e contratada a negociarem o fornecimento

um pouco mais tardio e sem necessidade de aplicações de penalidades, e em claro
benefício a ambas as partes.
53. Em que pese o não reconhecimento de excludente de responsabilidade, a autorizada
finalizou as obras de implantação da usina, restando somente a conclusão dos testes e autorização da
operação comercial das unidades geradoras.
54. Quanto às penalidades, ressalta-se que o atraso na implantação do empreendimento
configura descumprimento de obrigações previstas no Edital do 1° LER de 2016, com possibilidade de
imposição das seguintes penalidades:
16.1 Sem prejuízo da execução das Garantias, o descumprimento de qualquer condição
estabelecida neste Edital ou na outorga de Autorização, possibilitará à ANEEL, nos termos
dos artigos 81, 86 e 87 da Lei nº 8.666/1993, garantido o contraditório e a ampla defesa,
aplicar às VENDEDORAS, adjudicatárias e autorizadas, as seguintes penalidades:
16.1.1 Advertência;
16.1.2 Multa;
16.1.3 Suspensão temporária do direito de contratar ou participar de licitações
promovidas pela ANEEL pelo prazo de 2 anos; e
16.1.4 Declaração de inidoneidade para licitar ou contratar com a Administração Pública
enquanto perdurarem os motivos determinantes da punição ou até que seja promovida
a reabilitação perante a ANEEL.
16.2 A pena de multa será de 0,001% a 10% do valor do INVESTIMENTO declarado à EPE.
16.2.1 Caso a multa aplicada seja superior ao valor da garantia aportada, além da perda
desta, responderá o responsável pela sua diferença.
16.3 O descumprimento de qualquer condição antecedente e necessária à outorga de
Autorização, em especial a de aporte de garantias nos prazos estabelecidos, configurará
recusa da VENDEDORA ou adjudicatária em obter a outorga e assinar o CER, restando
caracterizado o total descumprimento da obrigação assumida, sujeitando-a as
penalidades tipificadas nesta Seção, sem prejuízo das demais sanções previstas em lei.
16.4 As penalidades previstas nos subitens 16.1.3 e 16.1.4 se aplicam também às
empresas integrantes do Grupo Econômico a que pertença a VENDEDORA, adjudicatária
ou a autorizada.
55. Cita-se ainda a Subcláusula 12.1 do Contrato de Energia de Reserva (CER) n° 435/2016:
12.1. Não obstante o caráter irrevogável e irretratável do CONTRATO, este será resolvido
pela ANEEL na ocorrência de quaisquer das seguintes hipóteses: [...]

III. atraso superior a cento e vinte dias em qualquer um dos marcos de implantação da(s)
USINA(S) constantes do(s) ATO(S) AUTORIZATIVO(S);
IV. o processo de motorização da(s) USINA(S), nos termos do(s) ATO(S) AUTORIZATIVO(S)
correspondente(s), não ter sido concluído até o término do segundo ano do PERÍODO DE
ENTREGA DA ENERGIA CONTRATADA, salvo se enquadrada(s) em quaisquer das hipóteses
previstas na Cláusula 15;
56. A atual previsão da SFG para o início da operação comercial do empreendimento, conforme
Relatório de Acompanhamento da Implantação das Centrais Geradoras de Energia Elétrica publicado em
janeiro de 2021, foi 15 de fevereiro de 2021, portanto, ainda dentro do prazo de tolerância do inciso IV
da Subcláusula 12.1 do CER.
57. Em vista do não reconhecimento de excludente de responsabilidade, o marco de operação
comercial manteria a data do ato autorizativo em 30 de janeiro de 2019 (marco da última UG). Aplicandose o prazo de tolerância do inciso III da Subcláusula 12.1 do CER, tal marco deveria ser atendido até 30 de
maio de 2019, o que de fato não ocorreu. Isso implica na aplicação da condição resolutiva do CER n°
435/2016, conforme subcláusula 12.1, inciso III.
58. As áreas técnicas firmaram o entendimento, através da Nota Técnica 002/2021, que para
a situação apresentada, na qual as obras já foram concluídas, restando somente a realização dos testes
de unidades geradoras, com a subsequente autorização da operação comercial, a imposição dessa
penalidade revela-se, desproporcional à conduta identificada, qual seja, atraso na execução das obras.
59. Nessa análise, a SFG e a SCG concluíram que a aplicação da cláusula 12 para qualquer atraso
não resguarda o interesse público, podendo trazer prejuízo à própria administração, pois a resolução do
contrato em andamento (com obras iniciadas e exequibilidade da conclusão final) pode ensejar a não
entrega do produto contratado (entrega da energia elétrica no âmbito do CER n° 435/2016).
60. A rescisão contratual, conforme proposto na Subcláusula 12.1, é hipótese prevista pela
inexecução total ou parcial do contrato, nos arts. 78 e 79 da Lei de Licitações, trazendo maior relação de
consequência de ruptura dos efeitos decorrentes da relação contratual entre a administração pública e a
contratada, que se tornou insustentável diante de uma situação específica, o que não é o caso.

61. Outras penalidades previstas no Edital devem seguir normalmente, conforme TIPE já
emitido pela ARSESP, dado que elas guardam proporção com a conduta do atraso.
62. Diante de todo o exposto, opino em convergência com a SCG e a SFG, no sentido de afastar
a aplicação de penalidade de resolução do CER n° 435/2016 nos termos da Cláusula 12, subcláusula 12.1,
inciso III, em face do atraso verificado, visto que embora tenha sido formalmente identificada a conduta
que enseja a resolução do contrato, no caso em análise, que a sua aplicação não resguarda o interesse
público.
III - DIREITO
63. Este voto se fundamenta nos seguintes dispositivos: art. 75-A do Decreto nº 5.163, de 30
de julho de 2004; Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016; Edital do Leilão n° 3/2016-ANEEL; Resolução
Autorizativa n° 4.085, de 7 de maio de 2013; e Nota Técnica nº 002/2021-SFG/SCG/ANEEL, de 19 de
janeiro de 2021.
IV - DISPOSITIVO
64. Diante do exposto e do que consta nos Processos nº 48500.003422/2005-47 e
48500.006699/2013-30, voto no sentido de (i) indeferir o pleito de excludente de responsabilidade,
inclusive para fins de alteração da data de suprimento e recomposição do prazo de outorga; e (ii) afastar
a aplicação de penalidade de resolução do CER n° 435/2016 nos termos da Cláusula 12, subcláusula 12.1,
inciso III, em face do atraso verificado.
Brasília, 21 de setembro de 2021.
(Assinatura digital)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor