DSP - DESPACHO 973/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Conhece e, no mérito, nega provimento do recurso da Gestamp Eólica Macambira I S.A, e da Gestamp Eólica Macambira II S.A, referente aos pleitos de alteração dos cronogramas de implantação da Centrais Geradoras Eólio-elétricas Macambira I e Macambira II, visando concatenar a entrada em operação comercial das centrais geradoras citadas e da Subestação Lagoa Nova II, concede prazo determinado adicional, após a operação comercial da subestação citada, para o comissionamento das instalações e equipamentos das usinas e, manutenção do prazo contratual original acordado.
Assunto: Conhecimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-05-03
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.006729/2011-46 e 48500.006726/2011-11.
INTERESSADOS:
Gestamp Eólica Macambira I S.A e Gestamp Eólica Macambira II S.A.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos.
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE GERAÇÃO - SCG
ASSUNTO: Alteração do cronograma de implantação das Centrais Geradoras Eólicas Macambira I e Macambira II,
localizadas nos municípios de Santana do Matos e Lagoa Nova, estado do Rio Grande do Norte.
I – RELATÓRIO
1. As Centrais Geradoras Eólicas Macambira I e Macambira II foram outorgadas pelo Ministério de Minas
e Energia por meio das Portarias PRT nº 35 e 36, ambas de 01/02/2013, por força da energia delas proveniente ter
sido comercializada no Leilão nº 13/2011 (Leilão A-5/2011), realizado em 20 de dezembro de 2011, sendo que – para
ambas – foram definidas as datas de início de operação comercial para 31 de dezembro de 2015 e de suprimento
para 1º de janeiro de 2016.
2. Em 27 de novembro de 2014, as requerentes solicitaram1 alteração dos cronogramas de implantação
das usinas, bem como o reconhecimento do excludente de responsabilidade pelo atraso no início da operação
comercial, encaminhando a documentação necessária à instrução processual.
3. Instadas a se manifestarem, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT),
por meio do Memorando n° 37/2015-SRT/ANEEL, de 19 de março de 2015, e a Superintendência de Fiscalização dos
Serviços de Geração (SFG), por meio da Nota Técnica n° 12/2015-SFG/ANEEL, de 31 de março de 2015,
apresentaram, respectivamente, suas considerações quanto a viabilidade da conexão dessas usinas e da alteração
dos cronogramas de implantação.
4. A Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG avaliou o pleito por meio da
Nota Técnica nº 313/2015-SCG/ANEEL, de 12 de maio de 2015.
5. Em 22 de junho de 2015, o processo foi a mim distribuído.
6. Em 8 de julho de 2015, as interessadas protocolaram correspondência alterando o pedido original, de
modo a postergar o cronograma de implantação das centrais geradoras eólicas para coincidir com a entrada em
operação comercial da ICG Lagoa Nova II.
7. É o relatório.
1 Correspondência s/n°, de 19 de novembro de 2014 (SIC n° 48513.037237/2014-00).

II – FUNDAMENTAÇÃO
8. Trata-se aqui da avaliação de solicitação formulada pelas empresas Gestamp Eólica Macambira I
S.A. e Gestamp Eólica Macambira II S.A. para (i) alteração dos cronogramas de implantação da EOL Macambira I e
da EOL Macambira II, com a finalidade de concatenar a entrada em operação comercial das centrais geradoras e da
SE Lagoa Nova II, prevista para ocorrer em 28 de fevereiro de 2016; (ii) a concessão de um período adicional de 2
meses após a operação comercial da SE, para o comissionamento das instalações e equipamentos das centrais
geradoras e, (iii) a manutenção do prazo contratual originalmente pactuado.
9. O pleito baseia-se, fundamentalmente, na informação constante do Sistema de Gestão da
Transmissão - SIGET, disponibilizada no sitio da ANEEL na internet. Em sua versão publicada em 11 de setembro de
2015 consta que a SE 230/69 kV Lagoa Nova II, ponto de conexão dos empreendimentos à Rede Básica, tem entrada
em operação comercial prevista para 28 de fevereiro de 2016, dois meses após a data de início de suprimento
estabelecida nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR's.
10. Inicialmente importa informar que a energia proveniente desses empreendimentos foi comercializada
no Leilão A-5/2011, com a consequente assinatura de CCEAR's, na modalidade disponibilidade. A Tabela 1 a seguir
apresenta as principais características, a quantidade de energia comercializada e as datas de início da operação
comercial e de suprimento das EOL's Macambira I e II.
Tabela 1 - Características dos empreendimentos
Data

Numero Potência Potência Energia Data de
Garantia Física prevista

EOL Unidades Unitária Total Comercializada Início do
(MWmédios) operação

Geradoras (MW) (MW) (MWmédios) Suprimento
comercial

Macambira I 10 2,0 20,0 9,7 9,7 01/01/2016 31/12/2015
Macambira II 9 2,0 20,0 9,0 9,0 01/01/2016 31/12/2015
11. O consumidor comprou, e se dispôs a pagar, energia elétrica a partir da data pactuada nos CCEAR's
– 1º de janeiro de 2016. A Cláusula 5.7 do CCEAR estabelece as obrigações do vendedor:
5.7. Ao longo do PERÍODO DE SUPRIMENTO, o VENDEDOR deverá constituir lastro por meio da
GARANTIA FÍSICA de usinas de sua titularidade e/ou de contratos bilaterais de compra de
ENERGIA, sem prejuízo no disposto na Cláusula 11.
5.7.1. Na hipótese da constituição de lastro se dar por meio de contratos bilaterais de compra de
ENERGIA, essa contratação deverá ser feita na modalidade de quantidade de ENERGIA
ELÉTRICA, sob exclusiva responsabilidade do VENDEDOR, assumindo este, inclusive, os riscos
de diferenças de preços entre SUBMERCADOS.
5.7.2. A ENERGIA e a POTÊNCIA associadas aos contratos bilaterais de que trata a subcláusula
5.7.1 serão atribuídas, no âmbito das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO, ao VENDEDOR.
5.7.3. O não cumprimento da obrigação prevista na subcláusula 5.7 poderá motivar a resolução
do CONTRATO, nos termos da subcláusula 11.2, sem prejuízo da sujeição do VENDEDOR às
penalidades estabelecidas no art. 3º do Decreto nº 5.163, de 2004.
12. Assim, durante o período de suprimento, o interessado deverá constituir lastro por meio da
disponibilização das Centrais Eólicas comprometidas com os CCEAR's correspondentes ou, na ocorrência de atraso
na data de entrada em operação comercial, deverá prover esse lastro por meio de outras usinas de sua titularidade
ou contratos bilaterais pactuados na modalidade de quantidade de energia registrados na CCEE em seu nome.

13. Em caso de descumprimento do cronograma acordado no CCEAR, a receita de venda do contrato
observará aos limites estabelecidos na Resolução Normativa ANEEL n° 595, de 17 de dezembro de 2013, que assim
determina:
Art. 2º Para fins de reconhecimento tarifário, o agente comprador deverá observar, no pagamento
do montante de energia elétrica em atraso constante do contrato de venda original, o menor valor
entre:
I - o preço atualizado do contrato de venda original, reduzido pela aplicação do percentual de 15%,
a partir do terceiro mês de atraso.
II - o valor médio mensal do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD do submercado de entrega
da energia associada ao contrato de venda original, acrescido do montante obtido pela aplicação da
seguinte fórmula:
onde:
s = montante a ser acrescido ao valor médio mensal do PLD;
PLDmed = PLD médio mensal do mês em que restar configurado o atraso;
PLDmax = máximo valor vigente para o PLD no mês em que restar configurado o atraso;
PLDmin = mínimo valor vigente para o PLD no mês em que restar configurado o atraso;
III - o preço de contrato de compra de energia elétrica adquirido pelo agente vendedor para recompor
lastro ao contrato de venda original.
§ 1º Para empreendimento comprometido com contrato na modalidade por disponibilidade, o preço
de que trata o inciso I deste artigo será o valor simulado, em R$/MWh, que seria suportado pelo
comprador no mês caso o empreendimento estivesse em operação.
14. Da equação acima podemos deduzir que; (i) para PLDmédio igual ao PLDmáximo, o montante a ser
acrescido será de R$ 1,00 e, (ii) para PLDmédio igual ao PLDmínimo, o montante será de R$ 25,00.
15. Por se tratar de CCEAR por Disponibilidade, a Receita de Venda auferida pelo gerador deverá
sujeitar-se aos limites estabelecidos pelos incisos I, II e III do caput, observado o §1º para o inciso I, ou seja, para os
dois primeiros meses de atraso a Receita de Venda deverá considerar o menor valor entre o valor simulado que seria
suportado pelo consumidor caso o empreendimento estivesse em operação, o preço de aquisição de energia do
contrato bilateral para recompor o lastro e o PLDmédio acrescido do resultado da aplicação da formulação algébrica
acima (mínimo 1 e máximo 25).
16. A partir do terceiro mês de atraso, o valor simulado que seria suportado pelo consumidor deverá
considerar, ainda, o preço do contrato de venda original atualizado e reduzido em 15 por cento.
17. Portanto, em todos os casos o gerador suportará um custo adicional representado pela diminuição do
numero de parcelas de seu fluxo de caixa e pela diferença entre o valor do contrato bilateral aportado e o limite
estabelecido pela Resolução 595/2013.
18. Por outro lado, independentemente do efetivo suprimento, desde que as interessadas não tenham
dado causa ao atraso das instalações da SE de conexão à Rede Básica e estando as unidades geradoras aptas a
entrarem em operação comercial, as interessadas recebem sua Receita Venda. Assim estabelece a Cláusula 5.12 do
CCEAR:

5.12. As PARTES concordam que, estando a(s) USINA(S) apta(s) a entrar em operação comercial
a partir da DATA DE INÍCIO DO SUPRIMENTO, o atraso da entrada em operação das instalações
para acesso ao sistema de transmissão, que não estejam sob responsabilidade do VENDEDOR,
necessárias para o escoamento da ENERGIA a ser produzida pela(s) USINA(S):
(i) mantém inalterada a obrigação do COMPRADOR prevista na Cláusula 9ª;
(ii) isenta o VENDEDOR da obrigação de constituição de lastro, prevista na subcláusula 5.7; e
(iii) isenta o VENDEDOR da obrigação de entrega de energia prevista na Cláusula 6ª.
19. Portanto, se por um lado a Resolução Normativa ANEEL n° 595/2013, protege o consumidor de
eventuais atrasos do agente de geração, por outro o CCEAR protege o gerador de eventuais atrasos das instalações
de conexão para os quais não deu causa.
20. Assim, estando as instalações de geração concluídas na data de início de suprimento ajustada e as
instalações para acesso ao sistema de transmissão ainda não estarem concluídas, ao gerador é garantido o
recebimento de sua Receita de Venda e é desobrigado da constituição de lastro e da entrega de energia enquanto
durar a indisponibilidade das instalações de transmissão.
21. Ao avaliar a situação atual dos empreendimentos de geração e das instalações de transmissão no
ponto de conexão, observo que todos ainda não se encontram em operação, sequer operação em teste. O relatório
de acompanhamento da SFG, base março de 2016, aponta a entrada em operação das centrais geradoras para 15
de março de 2016 e o relatório de acompanhamento da SFE aponta para 31 de maio a data de entrada em operação
das instalações de transmissão.
22. Não há como desconsiderar nesta análise que o pleito de alteração do cronograma de implantação
com excludente de responsabilidade, posteriormente convertido em concatenação com as obras de transmissão, foi
protocolado em 27 de novembro de 2014. Passados quase 17 meses, observo que as duas instalações permanecem
inconclusas.
23. Por outro lado é importante relatar que o agente vem cumprindo suas obrigações de aporte de lastro
junto a CCEE, na exata dimensão de suas obrigações contratuais.
24. Por fim, como discorrido neste voto, a concatenação pretendida teria o condão de transferir ao
consumidor, representado pela concessionária de distribuição, eventuais acréscimos de custos decorrentes do atraso
no cronograma de implantação do empreendimento. A título de exemplo, para o mês de março de 2016 o preço
atualizado do contrato atinge o valor de 144,71 e o valor do PLD no submercado NE, região onde está instalada a
usina, ultrapassou R$ 263,00.
25. Posto isso, não encontro fundamentos para transferir ao consumidor o risco de exposição ao PLD
motivado pela concatenação pretendida pelas interessadas.
26. Quanto ao pleito alteração do cronograma de implantação, também não pode ser acatada tendo em
vista seu estrito relacionamento com o pleito de concatenação. Uma vez que a alteração do cronograma visava à
concatenação com a entrada em operação das instalações de conexão e a concatenação não foi provida, também
não merece provimento a alteração do cronograma.
27. Para o pleito de manutenção do prazo contratual originalmente pactuado, observo que o mesmo não
se enquadra nos permissivos trazidos pela Lei nº 12.203, que dispõe, dentre outros temas, que no caso de atraso no
início da operação comercial de geração ou de transmissão decorrente de excludente de responsabilidade do

empreendedor, reconhecido pelo poder concedente, o prazo da autorização de geração poderá ser prorrogado pelo
poder concedente pelo prazo reconhecido como excludente de responsabilidade.
28. Conquanto não houve o necessário excludente de responsabilidade haja visto que até o memento
tanto as instalações de geração quanto as de transmissão ainda encontram-se em obras, o pleito deve ser denegado.
III – DIREITO
29. Este voto fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e regulatórios: (i). inciso II, do art. 3º-A, da
Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, incluído pelo art. 9º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, cuja
competência foi delegada à ANEEL pelo art. 1º, inciso I, do Decreto nº 4.932, de 23 de dezembro de 2003, com
redação dada pelo Decreto nº 4.970, de 30 de janeiro de 2004; (ii) art. 7º da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, com
regulamentada pelo Decreto nº 2.003, de 10 de setembro de 1996 e (iii) Resolução nº 391, de 15 de dezembro de
2009.
IV – DISPOSITIVO
30. Diante do exposto e do que consta nos Processos nº 48500.006729/2011-46 e 48500.006726/201111, voto por: conhecer do recurso interposto pelas empresas Gestamp Eólica Macambira I S.A., e Gestamp Eólica
Macambira II S.A e, no mérito negar provimento aos pleitos de (i) alteração dos cronogramas de implantação da EOL
Macambira I e da EOL Macambira II, com a finalidade de concatenar a entrada em operação comercial das centrais
geradoras e da SE Lagoa Nova II, prevista para ocorrer em 28 de fevereiro de 2016; (ii) concessão de um período
adicional de 2 meses após a operação comercial da citada SE, para o comissionamento das instalações e
equipamentos das centrais geradoras e, (iii) manutenção do prazo contratual originalmente pactuado.
Brasília, 19 de abril de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor