DSP - DESPACHO 3043/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Determina à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a adequação das Regras de Comercialização transitórias associadas ao Procedimento de Contratação Simplificado 001 de 2021, conforme condições detalhadas.
Assunto: Determinação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-11-01
Autor: ANEEL

40ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 25/10/2022.
VOTO
PROCESSO: 48500.007237/2022-21
INTERESSADOS: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, Agentes de Geração do PCS nº 1/2021
RELATOR: Ricardo Lavorato Tili
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado
ASSUNTO: Proposta da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica de operacionalização dos
Contratos de Energia de Reserva oriundos do Procedimento Competitivo Simplificado de 2021 nos termos
do disposto no Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU.
I. RELATÓRIO
1. Por meio da Portaria Normativa nº 24/GM/MME, de 17 de setembro de 2021, foram
estabelecidas as diretrizes para realização de Procedimento de Contratação Simplificado para
Contratação de Reserva de Capacidade nº 1/2021, na forma de energia de reserva, denominado, para
suprimento no período entre 1º de maio de 2022 e 31 de dezembro de 2025.
2. Em 5 de outubro de 2021, a ANEEL aprovou o Edital do PCS e respectivos anexos, contendo
as minutas dos Contratos de Energia de Reserva (CER), para cada tipo de fonte e modalidade de
suprimento, cujo certamente ocorreu em 25 de outubro de 2021.
3. Por meio da Nota Técnica nº 17/2022-SFG-SRG-SRT-SRM-SRD/ANEEL1, de 14 de fevereiro
de 2022, foram avaliadas, pelas áreas técnicas2, as condições de escoamento de energia de três3
empreendimentos vencedores do PCS, todos de fonte termelétrica a gás natural contratadas na
1 Documento nº 48532.000741/2022-00.
2 Superintendências de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), de Regulação dos Serviços de Geração (SRG), de Regulação
dos Serviços de Transmissão (SRT), de Regulação Econômica e Estudos de Mercado (SRM) e de Regulação dos Serviços de
Distribuição (SRD).
3 Usinas Termelétricas: Povoação 1 (CEG: UTE.GN.ES.056045-6.01), Luiz Oscar Rodrigues de Melo (CEG: UTE.GN.ES.0300543.01) e Viana 1 (CEG: UTE.GN.ES.056350-1.01).
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modalidade por disponibilidade de energia elétrica, em razão de restrições de escoamento em regime
normal de operação identificadas pelo Operados Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Na mesma data, por
meio do Ofício nº 93/2022-SFG/ANEEL4, os agentes de geração foram notificados do teor da Nota Técnica,
sendo ofertado prazo para manifestação.
4. A partir das considerações trazidas pelos agentes de geração, as áreas técnicas
encaminharam consulta à Procuradoria Federal junto à ANEEL, em 9 de março de 2022, por meio do
Memorando nº 61/2022-SFG-SRD-SRG-SRMSRT/ANEEL5, para manifestação jurídica quanto ao disposto
na Portaria MME nº 24/2021, o que foi respondido por meio do Parecer nº
00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU6, em 18 de março de 2022.
5. Em 25 de março de 2022, por meio do Ofício nº 158/2022-SFG-SRG-SRM/ANEEL7, o Parecer
nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU foi encaminhado ao ONS e à Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE) para conhecimento e providências.
6. Em 2 de agosto de 2022, a CCEE propôs8 tratamento para as restrições de escoamento
previstas nas cláusulas contratuais dos CER firmados no âmbito do PCS de 2021, diante do disposto no
Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU e solicitou posicionamento da ANEEL.
7. A Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado (SRM), por meio da
Nota Técnica nº 115/2022-SRM/ANEEL, de 30 de agosto de 2022, analisou a proposta da CCEE.
8. O processo foi a mim distribuído em 5 de setembro de 2022.
9. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
4 Documento nº 48532.000743/2022-00.
5 Documento nº 48532.001059/2022-00.
6 Documento nº 48516.000744/2022-00.
7 Documento nº 48532.001359/2022-00.
8
Carta CT-CCEE07158/2022, documento nº 48513.020828/2022-00.
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10. Trata-se da análise de proposta apresentada pela CCEE para o tratamento das restrições
de escoamento previstas nas cláusulas contratuais do CER oriundos do PCS de 2021, diante do disposto
no Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU.
11. O PCS foi desenhado a partir da edição da Portaria MME nº 24/2021, que estabeleceu
algumas diretrizes específicas em relação à conexão dos empreendimentos participantes. Destaco a seguir
aquelas relevantes para a discussão em tela:
- A conexão e a contratação do uso da rede são de inteira responsabilidade do agente, não
cabendo alegações de excludente em relação a restrições ou indisponibilidade para o
escoamento:
Art. 3º [...]
§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.
- Caso haja restrição ou indisponibilidade de escoamento, o agente não fará jus a recebimento de
receita.
Art. 3º [...]
§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 produzida pelo empreendimento de
geração apto a entrar em Operação Comercial.
- Caso o despacho não seja atendido na íntegra pela usina, haverá aplicação de penalidade
mensal. Também haverá penalidade se houver atraso na entrada em operação comercial.
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Art. 5º [...]
§ 6º Quando a Usina for despachada por ordem de mérito, caso a geração da Usina seja inferior à
potência despachada, haverá aplicação mensal de penalidade, a critério da Aneel.
[...] § 8º No caso de atraso na entrada em operação comercial de qualquer Unidade Geradora da
Usina, em relação ao início de suprimento previsto no art. 3º, § 1º, deverá ser aplicada
mensalmente penalidade equivalente a 50% (cinquenta por cento) da Receita Fixa mensal da Usina
proporcional à potência que não se encontra em operação comercial pro rata die durante o período
de suprimento, observado o disposto no § 7º.
- A definição das rotinas operacionais provisórias, regras e procedimentos de comercialização
transitórios deverá ser realizada pela CCEE e pelo ONS.
(...) Art. 14. O ONS e a CCEE, no âmbito de suas competências, deverão reduzir prazos e simplificar
requisitos, quando couber, e editar rotinas operacionais provisórias, regras e procedimentos de
comercialização transitórios necessários ao cumprimento do disposto nesta Portaria.
12. A discussão foi iniciada quando as áreas técnicas das ANEEL verificaram, após a realização
do certame, a existência, para as usinas Povoação, Luiz Oscar Rodrigues Melo e Viana 1, de restrições de
escoamento em regime normal de operação identificadas pelo ONS.
13. Por meio da Nota Técnica nº 17/2022-SFG-SRG-SRT-SRM-SRD/ANEEL, as áreas técnicas
concluíram que, devido às restrições de escoamento apontadas pelo ONS, não deveria ser atestada a
entrada em operação comercial e, consequentemente, os empreendimentos não deveriam fazer jus a
receita contratual. Essa avaliação foi corroborada pela Câmara à época.
14. Esse entendimento foi encaminhado aos agentes, que trouxeram, em sua manifestação,
interpretação jurídica diversa daquilo apresentado pelas áreas técnicas.
15. Em resumo, a manifestação dos agentes foi no sentido de que as usinas poderiam ser
liberadas para operação comercial, mesmo diante das restrições de escoamento já identificadas cuja
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ocorrência seria observada ao longo do período de contrato, restrições essas que já estariam na matriz
de risco do próprio agente. Entendem ainda que, em cada período de comercialização, deveria haver
avaliação se houve restrição de escoamento para então decidir-se pelo pagamento ou não da receita de
venda.
16. A Procuradoria Federal junto à ANEEL foi instada a se manifestar e emitiu o Parecer nº
00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU, por meio do qual concluiu que "considerando a interpretação finalística
da norma, opina-se no sentido de que o §10 do artigo 3º da Portaria Normativa MME n. 24/2021 não
impede a liberação da operação comercial de empreendimento de geração com restrição parcial de
escoamento, porém, as eventuais restrições de escoamento ocorridas no curso do contrato afetam a
receita de venda devida ao gerador na proporção da restrição".
17. Por meio do Despacho nº 00169/2022/PFANEEL/PGF/AGU, o Procurador-Chefe da
PFANEEL recomendou ainda que fosse determinado à CCEE o "ajuste das Regras de Comercialização, de
modo que haja completa aderência ao artigo 3°, § 10, da Portaria Normativa MME n. 24/2021".
18. Concordo com a manifestação da Procuradoria. Da leitura dos §§ 9º e 10 do art. 3º da
Portaria MME nº 24/2021, compreendo que as diretrizes trazem apenas a obrigação de, caso haja
restrições de escoamento e/ou indisponibilidade, os riscos e consequências devem ser assumidos pelos
Agentes e o recebimento de receita deve ser glosado na medida da restrição/indisponibilidade.
19. Entendo também que não há, nesse cenário, nenhum óbice de que, cumpridos os requisitos
da Resolução Normativa nº 1.029, de 25 de junho de 2022, seja declarada a operação comercial dos
empreendimentos.
20. Nesse sentido, a recomendação da Procuradoria Federal parece-me adequada e
pertinente.
21. As Superintendências de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), de Regulação
Econômica e Estudos de Mercado (SRM) e de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) solicitaram à CCEE
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que apresentasse proposta, o que foi respondido pela Câmara, em 2 de agosto de 2022, nos termos
transcritos a seguir:
3. As disposições sobre a redução da receita de venda, no caso de restrição de escoamento,
constam na subcláusula 7.9 do CER:
"7.9. O 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 produzida pelo empreendimento de geração
apto a entrar em Operação Comercial."
4. Por sua vez a definição do termo "Receita de Venda", também constante no contrato apresenta
o recebimento da receita fixa e variável, não incluindo eventuais penalidades e acertos financeiros:
"RECEITA DE VENDA: valor de remuneração correspondente ao somatório da RECEITA FIXA
e da RECEITA VARIÁVEL;" "5.5.1. Na definição dos valores monetários a serem lançados no
MAPA DE LIQUIDAÇÃO FINANCEIRA RELATIVA À CONTRATAÇÃO DE ENERGIA DE RESERVA,
serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA; (ii)
às penalidades estabelecidas na subcláusula 7.10 e na Cláusula 9ª; e (iii) a demais
disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro."
5. Assim, aplicando de forma literal as disposições do contrato, a redução da receita de venda
implicaria na redução da receita fixa e variável, sem considerar os descontos da penalidade
associada à geração abaixo da obrigação de entrega horária e do acerto financeiro associado à
inflexibilidade.
6. Dessa forma, a glosa integral da Receita de Venda, pode implicar em uma dupla penalização ao
agente gerador, algo que não parece ser o objetivo principal do §10 do Art. 3º da Portaria Normativa
MME nº 24/2021.
7. Primeiramente, destaca-se que para os casos em que não há geração inflexível suficiente para
atendimento do compromisso contratual já há previsão da devolução da Receita Fixa de
Combustível, conforme determinado no acerto financeiro previsto na Cláusula 9º. Dessa forma, a
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CCEE entende que a glosa deve ser aplicada apenas na Receita Fixa Demais Custos, rubrica
responsável pelo retorno do investimento do agente.
8. Além disso, a aplicação integral da penalidade (ou ressarcimento) por não atendimento do
despacho na ordem de mérito também necessita de adequação considerando a glosa da receita da
usina. Neste sentido, é importante destacar que o ressarcimento é a composição da devolução da
Receita Fixa Demais Custos, uma vez que a usina não estava disponível, acrescido de uma
penalidade de 15%.
9. Entretanto, considerando que a Receita Fixa Demais Custos já foi glosada, o ressarcimento
relacionado à devolução da receita não é necessário. Assim, a CCEE entende que a valoração
adequada do ressarcimento, nos casos de restrição de escoamento, deve considerar apenas a
penalidade de 15%.
[...]
22. Conforme análise da SRM, a proposta de operacionalização pela CCEE se resume "(i) (n)a
aplicação da glosa da receita de venda dos agentes com restrição de escoamento das usinas seja realizada
apenas na receita fixa demais custos, pois já há previsão de devolução da receita fixa associada ao custo
do combustível caso a energia não seja gerada; e (ii) (n)a penalidade por não atendimento ao despacho
na ordem de mérito seja de 15% da receita fixa demais custos (ao invés de 115%), dado que não haverá o
custos".
pagamento da receita fixa demais
23. A SRM esclareceu que os contratos firmados9 no âmbito do PCS de 2021 preveem o
pagamento mensal da receita de venda, composta pela: (i) receita fixa; e (ii) parcela variável.
24. A parcela variável é recebida quando ocorre geração por despacho da usina na ordem de
mérito e é calculada pela geração da usina além da inflexibilidade multiplicada pelo Custo Variável
Unitário (CVU).
9
Para usinas de fonte termelétrica a gás natural na modalidade por disponibilidade de energia elétrica.
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25. Já a receita fixa é proporcional ao número de horas em que as unidades geradoras
estiverem em operação comercial e é composta por duas parcelas: (i) custo com combustível relativo à
geração inflexível contratual da usina (chamada de RFcomb, ou receita fixa combustível); e (ii) demais custos
(chamada RFDemais, ou receita fixa demais custos).
26. O pagamento da RFcomb é uniforme ao longo do ano e não depende da efetiva geração por
inflexibilidade da usina no mês de referência, tendo em vista que a sazonalização da inflexibilidade pode
não ser uniforme (. Quando a geração por inflexibilidade não ocorre conforme previsto, o próprio contrato
já prevê o ressarcimento da RFcomb. O gerador, portanto, recebe e depois devolve a RFcomb, caso não ocorra
a geração.
27. A SRM avaliou como pertinente a proposta da CCEE de, quando ocorrer restrição de
escoamento, ao invés de ocorrer a glosa de toda a receita de venda, ser glosado apenas a RFDemais, visto
que já há a previsão de devolução da RFcomb, o que acontece no mês seguinte ao de referência
28. Concordo com a avaliação da SRM quanto à proposta da CCEE. Entendo razoável que a
glosa se restrinja apenas a RFDemais, por haver previsão contratual da devolução da RFcomb referente ao
combustível não utilizado no mês de referência. Dessa forma, a complexidade da operacionalização é
reduzida e não ocorre ressarcimento em dobro do agente de geração aos consumidores.
29. Outro ponto trazido pela CCEE para a operacionalização diz respeito ao pagamento de
penalidade referente à geração entregue menor que o montante despachado por ordem de mérito. Essa
penalidade consta da subcláusula 9.2 do CER e equivale a 1,15 RFDemais, que ordinariamente resulta na
aplicação líquida de 0,15 RFDemais.
30. Segundo a SRM, a proposta da CCEE é que na ausência de geração na ordem de mérito,
caso haja restrição de escoamento da usina, a penalidade seja igual a 0,15 RFDemais. Isso porque,
considerando que haverá a glosa da RFDemais nos casos de restrição de escoamento, a aplicação da
literalidade de subcláusula 9.2 implicaria em dupla penalização ao agente. O resultado líquido da
penalidade, na aplicação literal, seria de 1,15 RFDemais em desfavor da usina.
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31. Concordo com a pertinência da proposta, na forma apresentada pela CCEE, e entendo que
as propostas permitem a harmonização da operacionalização do CER ao recomendado pela Procuradoria.
32. Como destacado pela SRM, a elaboração das Regras de Comercialização transitórias, tal
como previsto no art. 14 da Portaria MME nº 24/2021 e conforme esclarecido inicialmente pela CCEE,
tiveram premissas diversas daquelas expostas no Parecer Jurídico.
33. Nesse sentido, corroboro com a conclusão da SRM que a CCEE deve adequar as Regras de
Comercialização transitórias, associadas ao PCS, nos termos propostos pela Câmara, para as quais a área
técnica manifestou concordância e ressaltou a pertinência dos pontos trazidos.
34. Desse modo, entendo que a CCEE deve promover as adequações aqui analisadas, para
compatibilizar a operacionalização do CER – para usinas de fonte termelétrica a gás natural na modalidade
disponibilidade de energia elétrica – ao disposto no Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU, quando
da ocorrência de restrições e/ou indisponibilidade de escoamento previstas nos respectivos contratos.
III. DIREITO
35. Essa análise e decisão encontram amparo na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, na
Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, na Medida Provisória nº 1.055, de 28 de junho de 2021, no Decreto
nº 5.163, de 30 de julho de 2004, na Portaria MME nº 24, de 17 de setembro de 2021, no Edital PCS nº
1/2021-ANEEL e no Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU, de 18 de março de 2022.
IV. DISPOSITIVO
36. Com apoio nessa fundamentação e no disposto no Processo nº 48500.007237/2022-21,
voto por determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica a adequação das Regras de
Comercialização transitórias associadas ao Procedimento de Contratação Simplificado nº 1/2021, de
forma a estabelecer que as usinas de fonte termelétrica a gás natural, na modalidade de suprimento por
disponibilidade de energia elétrica, que tenham entrado em operação comercial e que estejam
submetidas a restrições de escoamento, nos termos dos §§9º e 10 do art. 3º da Portaria Normativa nº
24/GM/MME, devem receber a Receita Fixa Demais Custos (RFDemais) no mês de referência
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proporcionalmente à capacidade de escoamento remanescente e que a penalidade de que trata a
subcláusula 9.2 dos referidos Contratos de Energia de Reserva (CER), na parcela relativa à restrição, deve
ser calculada considerando 15% da RFDemais.
Brasília, 25 de outubro de 2022
(Assinatura digital)
RICARDO LAVORATO TILI
Diretor
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