1 de 9 
 
VOTO  
PROCESSOS: 
48500.004480/2021-14, 
48500.004481/2021-51, 
48500.004482/2021-03, 
48500.004483/2021-40, 48500.004479/2021-81, 48500.004830/2021-34, 48500.004831/2021-89, 
48500.004832/2021-23, 48500.004833/2021-78, 48500.004834/2021-12, 48500.004474/2021-59, 
48500.004475/2021-01, 48500.004476/2021-48, 48500.004477/2021-92 e 48500.004478/2021-
37. 
INTERESSADOS: Delta 3 VII Energia S.A., Delta 3 VI Energia S.A., Delta 3 V Energia S.A., Delta 3 I 
Energia S.A., Delta 3 II Energia S.A., Delta 3 III Energia S.A., Delta 3 IV Energia S.A., Delta 3 VIII Energia 
S.A., Delta 6 II Energia S.A., Delta 6 I Energia S.A., Delta 5 II Energia S.A., Delta 5 I Energia S.A., Delta 
7 I Energia S.A., Delta 8 I Energia S.A. e Delta 7 II Energia S.A. 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração e Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Geração. 
ASSUNTO: Recursos Administrativos interpostos em face dos Autos de Infração nº 64 a 78/2021, 
lavrados pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), que aplicaram 
penalidade de multa pelo descumprimento de Submódulos dos Procedimentos de Rede. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
O Complexo Eólico Delta está localizado no município de Barreirinhas, Maranhão, é 
composto pelas Usinas Eólicas (EOL) Delta 3 I, Delta 3 II, Delta 3 III, Delta 3 IV, Delta 3 V, Delta 3 VI, 
Delta 3 VII, Delta 3 VIII, Delta 5 I, Delta 5 II, Delta 6 I, Delta 6 II, Delta 7 I, Delta 7 II e  elta 8 I, e estão 
outorgadas à várias Sociedades de Propósito Específico (SPEs) que possuem a Omega Energia como 
controladora.  
2. 
Esse complexo se integra ao Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio da Linha de 
Transmissão 500 kV Paulino Neves / Miranda II, compartilhada por todos as EOLs do complexo, na 
subestação Miranda II, outorgada à Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte). 
3. 
Em 17 de agosto de 2020 houve ocorrência de incêndio na Subestação Miranda II, 
17ª Reunião Pública Ordinária 
17/05/2022

2 de 9 
 
tendo os agentes comunicado1 à ANEEL em 18 de agosto de 2020. 
4. 
Em 25 de setembro de 2020, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) informou 
a ANEEL sobre a identificação de Não Conformidade Tipo III, na data da ocorrência do incêndio, pelo 
descumprimento das EOLs do Complexo Eólico Delta dos itens dos Procedimentos de Rede, 
aprovados pela Resolução Normativa (REN) nº 756/2016 indicados na Tabela 1. 
Tabela 1. Itens dos Procedimentos de Rede descumpridos. 
Submódulo/item 
Descrição 
Submódulo 10.7, item 4.4 
Estabelece a obrigação dos agentes de informar ao centro de operação do ONS com 
o qual se relaciona as indisponibilidades e as restrições de equipamentos e linhas 
de transmissão sob sua responsabilidade, ocorridas ou prestes a ocorrer, que 
afetem a operação normal da Rede de Operação, limitem os recursos ou 
influenciem no controle de tensão. 
Submódulo 10.12, item 4.2 
Estabelece a responsabilidade dos agentes de supervisionar, comandar e executar 
as ações determinadas pelos centros de operação do ONS para a operação da 
instalação. 
Submódulo 10.20, itens 2.4 e 
5.3.2 
do 
Ajustamento 
Operativo AO-CE.NE.PLN 
Estabelecem que o montante de geração do Conjunto Eólico Paulino Neves tem 
programação e despacho de geração centralizados pelo ONS e que o Agente 
Operador comanda e executa o despacho de geração conforme a disponibilidade 
eólica e as alterações solicitadas pelo COSR-NCO. 
Submódulo 10.21, item 6.2.1 
das Instruções de Operação 
IO-OI.NE.PLN e IO-OI.NE.MR 
Estabelecem que a desenergização de linhas de transmissão ou equipamentos 
pertencentes à Rede de Operação é sempre controlada pelo COSR-NCO. 
 
5. 
Por meio dos Termos de Notificação (TNs) listados na Tabela 2, todos de 14 de 
outubro de 2020, e Relatórios de Fiscalização associados, as SPEs do Complexo Eólico Delta foram 
notificadas por descumprimento de obrigações estabelecidas nos Procedimentos de Rede. 
6. 
Em 30 de outubro de 2020, de forma tempestiva2, as SPEs apresentaram suas 
manifestações aos TNs. 
7. 
Em 5 de novembro de 2021, após avaliar as manifestações supra, a Superintendência 
de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG) lavrou o Autos de Infração (AIs)3 listados na Tabela 2 
com as multas associadas aplicadas. 
 
1 Carta s/nº, Sicnet nº 48513.025286/2020-00. 
2 As SPEs foram notificadas em 15 de outubro de 2020 e o término do prazo recursal de dez dias findou em 25 de outubro, um 
domingo, sendo estendido para o próximo dia útil, 30 de outubro de 2020, data do protocolo da manifestação. 
3 Sicnet nº 48532.003830/2021-00, 48532.003833/2021-00, 48532.003835/2021-00, 48532.003836/2021-00, 48532.003837/2021-
00, 48532.003838/2021-00, 48532.003839/2021-00, 48532.003840/2021-00, 48532.003862/2021-00, 48532.003870/2021-00, 
48532.003868/2021-00, 48532.003871/2021-00, 48532.003872/2021-00, 48532.003873/2021-00 e 48532.003875/2021-00.

3 de 9 
 
8. 
Em 29 de novembro de 2021, de forma tempestiva4, as SPEs protocolaram Recursos 
Administrativos5 em face dos AIs. 
9. 
Em 26 de abril de 2022, a SFG analisou os Recursos Administrativos, manteve as 
decisões dos AIs e efetuou correção das multas de ofício por erro material, conforme Tabela 2. 
Tabela 2. Resumo das penalidades aplicadas e documentos vinculados. 
Usina 
Potência 
Outorgada 
(MW) 
TN 
AI 
Multa AI 
(R$) 
Multa 
corrigida de 
ofício (R$) 
Delta 3 I 
27,6 
0049/2020-SFG 
0064/2021-SFG 
44.037,38 
36.697,82 
Delta 3 II 
27,6 
0050/2020-SFG 
0065/2021-SFG 
51.064,57 
42.553,81 
Delta 3 III 
27,6 
0051/2020-SFG 
0066/2021-SFG 
44.968,92 
37.474,10 
Delta 3 IV 
27,6 
0052/2020-SFG 
0067/2021-SFG 
63.317,76 
52.764,80 
Delta 3 V 
27,6 
0053/2020-SFG 
0068/2021-SFG 
60.260,91 
50.217,43 
Delta 3 VI 
27,6 
0054/2020-SFG 
0069/2021-SFG 
55.493,46 
46.244,55 
Delta 3 VII 
27,6 
0055/2020-SFG 
0070/2021-SFG 
65.504,11 
54.586,76 
Delta 3 VIII 
27,6 
0056/2020-SFG 
0071/2021-SFG 
39.459,97 
32.883,31 
Delta 5 I 
27,0 
0057/2020-SFG 
0072/2021-SFG 
42.941,43 
34.342,16 
Delta 5 II 
27,0 
0058/2020-SFG 
0074/2021-SFG 
43.204,65 
34.563,72 
Delta 6 I 
29,7 
0059/2020-SFG 
0073/2021-SFG 
45.974,18 
36.779,34 
Delta 6 II 
24,3 
0060/2020-SFG 
0075/2021-SFG 
32.403,49 
25.922,79 
Delta 7 I 
27,0 
0061/2020-SFG 
0076/2021-SFG 
38.773,40 
31.018,72 
Delta 7 II 
31,5 
0062/2020-SFG 
0077/2021-SFG 
50.405,42 
40.324,34 
Delta 8 I 
31,5 
0063/2020-SFG 
0078/2021-SFG 
49.297,61 
39.438,09 
 
10. 
Em 2 de maio de 2022, na 17ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi 
distribuído à minha relatoria. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
Trata-se da análise dos Recursos Administrativos das SPEs vinculadas ao Complexo 
Eólico Delta, controladas pela Omega Energia, em face dos AIs listados na Tabela 2, que aplicaram 
a penalidade de multa por descumprimento dos itens dos Procedimentos de Rede constantes na 
Tabela 1. 
 
4 A Ômega Energia foi notificada em 17 de novembro de 2020 e o término do prazo recursal de dez dias findou em 27 de novembro 
de 2020, um sábado, sendo estendido para o próximo dia útil, 29 de novembro de 2020, data do protocolo do Recurso Administrativo. 
5 Sicnet nº 48513.032290/2021-00, 48513.032291/2021-00, 48513.032292/2021-00, 48513.032293/2021-00, 48513.032294/2021-
00, 48513.032295/2021-00, 48513.032296/2021-00, 48513.032297/2021-00, 48513.032298/2021-00, 48513.032299/2021-00, 
48513.032300/2021-00, 48513.032301/2021-00, 48513.032302/2021-00, 48513.032303/2021-00 e 48513.032304/2021-00.

4 de 9 
 
12. 
A origem dos fatos está no incêndio ocorrido na Subestação Miranda II, que conecta 
o Complexo Eólico Delta ao SIN, no dia 17 de agosto de 2020. Apesar do agente comunicar à ANEEL 
no dia seguinte à ocorrência, o ONS constatou diversos descumprimentos nos Procedimentos de 
Rede. Por esse motivo foram lavrados os AIs citados. 
13. 
Nos Recursos Administrativos, as SPEs discordam do conteúdo e das penalidades 
aplicadas nos AIs. Segundo elas, a partir da ciência do evento, adotaram todas as providências 
emergenciais para contenção do incêndio, fazendo as interações necessárias com seus 
colaboradores, ONS e a transmissora local para a mitigação dos efeitos. Na avaliação das SPEs, as 
ações foram adotadas em tempo compatível com a ocorrência, de tal modo que não justificaria a 
aplicação de uma sanção pecuniária. 
14. 
A seguir avalio cada justificativa apresentada nos Recursos Administrativos, iniciando 
pelo pedido de nulidade do processo. 
15. 
De acordo com as SPEs, não foi observado nesse processo “... o rito definido para a 
aplicação de sanções previsto nos Procedimentos de Rede, segundo o qual, sendo constatada uma 
Não Conformidade do Tipo III, o ONS deve em até 2 (dois) dias úteis, contados a partir da 
identificação, notificar o agente responsável pela operação e iniciar a elaboração do Relatório de 
Identificação das Não Conformidades do Tipo III”. A notificação às SPEs somente ocorreu em 28 de 
agosto de 2020, onze dias após o evento. Por esse motivo, requerem a nulidade do processo. 
16. 
Contudo, como bem observado pela SFG na análise dos Recursos Administrativos, a 
identificação da não-conformidade não se dá imediatamente na ocorrência do evento, em tempo 
real, mas na etapa de processo do pós-operação e, de acordo com o Relatório do ONS, as não-
conformidades foram identificadas em 26 de agosto de 2020, tendo as SPEs sido notificadas em 28 
de agosto de 2020. Portanto, os prazos processuais foram cumpridos e não há motivo para a 
nulidade processual. 
17. 
Em seguida, justifica as SPEs que suas condutas foram de priorizar as medidas para 
garantir a segurança das pessoas e dos equipamentos, independentemente de qualquer contato 
com o ONS. Assim, atuou primeiro na contenção do incêndio para depois tomar as demais 
providências requeridas.

5 de 9 
 
18. 
Indicam que os indícios iniciais não eram suficientes para a completa identificação e 
confirmação da ocorrência e das providências necessárias. Além disso, justificam que, uma vez 
identificado o fato, tiveram dúvidas em relação à possibilidade de desligamento dado que os 
equipamentos atingidos pelo incêndio estavam comprometidos, afetando, inclusive, o comando 
remoto e local da sala. Concluem a fundamentação afirmando que a ação do desligamento somente 
poderia ser efetivada através de comando de nível zero, o que exigia a utilização de equipamentos 
de proteção, que também foram danificados pelo incêndio. 
19. 
Tenho clara compreensão que o momento do incêndio é um momento de tensão, 
estresse, apreensão e nervosismo. Por esse motivo as equipes de operação e manutenção devem 
ser periodicamente treinadas para poder lidar com esse tipo de situação. Além disso, a própria 
instalação deve estar preparada para evitar, e na impossibilidade, ter mecanismos precisos para 
minimizar tal tipo de ocorrência. 
20. 
Ocorre que, as justificativas dada pelas SPEs no Recurso Administrativo não afastam 
o fato delas não terem cumprido os Procedimentos de Rede. Como mostra o ONS, conforme 
informação prestada em tempo real, havia orientação gerencial do controlador das SPEs, a Omega 
Energia, para não realizar o desligamento da LT 500 kV Paulino Neves / Miranda II e as geradoras do 
Complexo Eólico Delta até que fosse realizada reunião entre Steag, empresa contratado pela Omega 
Energia para realizar o relacionamento operacional com o ONS e a operação da LT 500 kV Paulino 
Neves / Miranda II e do Complexo Eólico Delta, e a própria Omega Energia. 
21. 
O incêndio se iniciou por volta das 14 hs do dia 17 de agosto de 2020. Às 17h23, foi 
reiniciada a elevação de geração do Conjunto Eólico Delta sem coordenação com o COSR-NCO. Às 
17h28, o COSR-NCO questionou o andamento da manobra de desligamento. Nesse momento, 
conforme informação prestada pela Steag, o incêndio já estava contido. Finalmente, às 18h32, ao 
ser questionado novamente pelo COSR-NCO, o centro de operação da Steag informou que havia 
recebido orientação gerencial para não realizar o desligamento da LT 500 kV Miranda II / Paulino 
Neves até que fosse realizada reunião entre a Steag e a Omega Energia. 
22. 
Somente às 19h42, a Steag informou que iniciaria a redução de geração Complexo 
Eólico Delta para possibilitar o desligamento da LT 500 kV Miranda II / Paulino Neves, em

6 de 9 
 
atendimento às solicitações anteriores do ONS. A geração do Complexo foi reduzida à zero entre 
19h44 e 19h54. 
23. 
Além desses descumprimentos aos comandos do ONS, não houve o envio das 
informações tempestivas sobre as indisponibilidades e as restrições de equipamentos e linhas de 
transmissão sob responsabilidade das SPEs ao ONS. 
24. 
Desta forma, estão caracterizados o descumprimento de todos os itens dos 
Procedimentos de Rede listados na Tabela 1 deste voto.  
25. 
As SPEs entendem que a imputação de responsabilidade total e irrestrita, no caso, 
desconsidera a possibilidade de ocorrência do fortuito, extraordinário e imprevisível, o que é 
incompatível com o ordenamento jurídico. 
26. 
Veja, esses processos punitivos em análise não imputam a causa do incêndio ou de 
qualquer possível evento que possa ser considerado extraordinário às SPEs. Eles somente mostram 
que as SPEs descumpriram itens dos Procedimentos de Rede e tais descumprimentos motivaram as 
multas constantes nos AIs. Não há nada de fortuito, extraordinário ou imprevisível. Pelo contrário, 
os procedimentos que deveriam ter sido executados pelas apenadas estão regrados e 
explicitamente escritos. 
27. 
As SPEs alegam também que promoveram melhorias em seus padrões e a penalidade 
aplicada poderia ser afastada diante da abordagem responsiva da norma sancionatória vigente. 
28. 
Melhorias em padrões são sempre bem-vindas, podem evitar ocorrências futuras, 
porém não afastam a responsabilidade do agente em eventos passados. Em relação à abordagem 
responsiva, concordo com a análise efetuada pela SFG na sua análise do recurso administrativo. De 
fato, a ANEEL tem pautado seu processo fiscalizatório nos princípios da regulação responsiva. Um 
dos pilares dessa metodologia determina que a ausência de ações coercitivas em casos importantes 
estimula comportamentos indesejáveis dos demais agentes regulados. Contudo, quando se verifica 
claro descumprimento de regras e que põe em risco a operação do sistema, é evidente a 
necessidade de atuação incisiva do fiscalizador. Portanto, entendo que a penalidade não pode ser 
afastada como requer as SPEs.

7 de 9 
 
29. 
Em relação à dosimetria aplicada, as SPEs requerem a utilização do percentual 
redutor de 95%, previsto no inciso I do art. 24 da REN nº 846/20196, pois entendem que atenderam 
todos os comandos do ONS e cessou a infração antes da lavratura dos Termos de Notificação. 
30. 
Entretanto, concordo a análise da SFG que os descumprimentos dos Procedimentos 
de Rede já haviam se caracterizado, não havendo a possibilidade de correção futura. Ou seja, o 
acatamento a posteriori dos comandos do ONS não cessa a infração cometida pelas SPEs. Assim, 
não é possível aplicar o fator atenuante de 95%. 
31. 
Registro que a SFG utilizou o percentual redutor de 50% como atenuante, pois 
entendeu que as SPEs agiram proativamente após iniciada a fiscalização de modo a evitar futuras 
intercorrências e comunicou a ANEEL sobre a ocorrência tempestivamente. 
32. 
Ainda em relação à dosimetria, as SPEs questionam a adoção do valor percentual de 
75% para a Gravidade e Dano, nas hipóteses em que as usinas comercializaram energia elétrica 
tanto no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e quanto no Ambiente de Contratação Livre 
(ACL). 
33. 
Conforme métrica padrão da SFG7, o percentual utilizado na Gravidade e Dano 
podem ter valores diferentes a depender do ambiente que a usina comercializa a energia elétrica. 
Se for no ACR, utiliza-se o percentual de 75%. No ACL, utiliza-se 50%. Portanto, a métrica da SFG 
considera de maior gravidade e dano as hipóteses de comercialização de energia elétrica no ACR. 
34. 
No caso específico, as SPEs avaliam que nas hipóteses em que a mesma usina vendeu 
parte da energia para o ACR e parte para o ACL, a SFG deveria proporcionalizar o percentual a ser 
utilizado. 
 
6 REN nº 846/2019: 
“Art. 24.  Do valor da multa calculado na forma do art. 23, serão deduzidos os percentuais abaixo, de forma não 
cumulativa, caso incidam as seguintes circunstâncias atenuantes: 
I - 95% (noventa e cinco por cento), no caso de cessação espontânea da infração e reparação total do dano ao serviço e 
aos consumidores ou usuários, previamente à comunicação formal do agente quanto à realização de ação de fiscalização 
ou da lavratura de Termo de Notificação - TN decorrente de processo de monitoramento e controle; ou 
II - 50% (cinquenta por cento), no caso de cessação da infração e reparação total do dano ao serviço e aos consumidores 
ou usuários, até o fim do prazo estabelecido para manifestação ao TN.” 
7 Registrada na Nota Técnica nº 189/2019–SFG/ANEEL.

8 de 9 
 
35. 
Neste tópico, registro que para o cálculo do valor base da receita em que a multa é 
aplicada a ponderação da energia comercializada no ACR e ACL é sempre realizada. Contudo, para 
a definição da dosimetria, considera-se que se uma parcela da energia da usina foi comercializada 
no ACR, a gravidade e o dano estão relacionados a esse ambiente. Essa aplicação não é isolada para 
esse caso específico, sendo utilizada pela ANEEL para todos os processos de fiscalização. 
36. 
Ao final do seu Recurso Administrativo as SPEs requerem a conversão da multa em 
advertência.  
37. 
Contudo, na minha avaliação, tal conversão não é possível, pois a infração cometida 
pelas SPEs não é de baixa ofensividade. Pelo contrário, as NCs classificadas como Tipo III nos 
Procedimentos de Rede são consideradas as mais gravosas.  
38. 
Por fim, registro a correção de um erro material no cálculo da multa.  
39. 
Conforme consta nos autos, não houve vantagem auferida pelo agente na infração. 
Contudo, ao se efetuar o cálculo da ponderação da dosimetria, no cálculo original da multa adotou-
se para esse parâmetro um valor diferente de 0%. Fazendo a correção, utilizando-se 0%,  apresenta-
se os valores finais das multas na última coluna da Tabela 2. 
40. 
Concluindo, após análise dos argumentos apresentados pelas SPEs nos Recursos 
Administrativos, entendo que as penalidades aplicadas por meio dos AIs listados na Tabela 2 estão 
corretas, fundamentadas, norteada pelo princípio da razoabilidade e atendem todos os requisitos 
legais, não merecendo, portanto, reforma. 
 
III – DIREITO 
41. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e normativos: art. 2º e 
inciso XIX do art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; art. 2º, inciso XIV do art. 4º e arts. 
16 e 17 do Anexo I do Decreto nº 2335, de 6 de outubro de 1997; Submódulo 10.1 a 10.17 dos 
Procedimentos de Rede, aprovados pela Resolução Normativa nº 756, de 16 de dezembro de 2016;  
e Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019.

9 de 9 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
42. 
Diante do exposto, e o que consta dos processos nº 48500.004480/2021-14, 
48500.004481/2021-51, 48500.004482/2021-03, 48500.004483/2021-40, 48500.004479/2021-81, 
48500.004830/2021-34, 48500.004831/2021-89, 48500.004832/2021-23, 48500.004833/2021-78, 
48500.004834/2021-12, 48500.004474/2021-59, 48500.004475/2021-01, 48500.004476/2021-48, 
48500.004477/2021-92 e 48500.004478/2021-37, voto por conhecer e, no mérito, negar 
provimento aos Recursos Administrativos interpostos pelas Sociedades de Propósito Específicos 
Delta 3 VII Energia S.A., Delta 3 VI Energia S.A., Delta 3 V Energia S.A., Delta 3 I Energia S.A., Delta 3 
II Energia S.A., Delta 3 III Energia S.A., Delta 3 IV Energia S.A., Delta 3 VIII Energia S.A., Delta 6 II 
Energia S.A., Delta 6 I Energia S.A., Delta 5 II Energia S.A., Delta 5 I Energia S.A., Delta 7 I Energia S.A., 
Delta 8 I Energia S.A. e Delta 7 II Energia S.A., em face dos Autos de Infração nº 64 a 78/2021, 
lavrados pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), que aplicaram 
penalidade de multa pelo descumprimento de Submódulos dos Procedimentos de Rede do 
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). 
Brasília, 17 de maio de 2022. 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor