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24ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
6/7/2021 
 
VOTO-VISTA 
PROCESSO: 48500.003161/2018-88. 
INTERESSADA: Enel Green Power Dois Riachos Eólica S.A. (EGP Dois Riachos)  
RELATOR: Sandoval Feitosa Neto. 
RELATOR VOTO-VISTA: Hélvio Neves Guerra 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG. 
ASSUNTO: Recurso Administrativo interposto pela Enel Green Power Dois Riachos Eólica S.A. em face do 
Despacho nº 909/2019, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, que 
indeferiu requerimento formulado pela Recorrente para ressarcimento financeiro, via Encargos de Serviço 
do Sistema - ESS, referente aos custos e dispêndios incorridos pela implantação de Sistema Especial de 
Proteção - SEP. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
Em 30 de maio de 2018, por meio da Carta EGP 260-RB-20181, posteriormente 
complementada por meio da Carta EGP 285-RB-20182, de 15 de junho de 2018, a Enel Green Power Dois 
Riachos Eólica S.A.  (EGP Dois Riachos) solicitou o ressarcimento dos custos e dispêndios incorridos para 
implantação do Sistema Especial de Proteção (SEP), necessário à entrada em operação da Central 
Geradora Eólica (EOL) Dois Riachos. 
2. 
Em 27 de março de 2019, por meio do Despacho nº 909, consubstanciado na Nota Técnica 
nº 026/2019-SRG/ANEEL3, de 26 de março de 2019, a Superintendência de Regulação dos Serviços de 
Geração (SRG) negou provimento ao requerimento da EGP Dois Riachos. 
3. 
Em 10 de abril de 2019, por meio da Carta EGP 160-RB-20194, a EGP Dois Riachos, interpôs 
Recurso Administrativo em face do Despacho nº 909, de 2019. 
 
1 SIC: 48513.019183/2018-00 
2 SIC: 48513.021356/2018-00 
3 SIC: 48550.000202/2019-00 
4 SIC: 48513.011468/2019-00

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4. 
Em 4 de outubro de 2019, por meio do Memorando nº 332/2019-ASD/ANEEL5, a Assessoria 
do Diretor Relator solicitou à SRG a análise do Recurso Administrativo, atendido em 1º de setembro de 
2020, por meio da Nota Técnica nº 091/2020-SRG/ANEEL6. 
5. 
Em 30 de setembro de 2020, por meio da Carta EGP 329-RB-20207, a EGP Dois Riachos 
rebateu argumentos trazidos na Nota Técnica da SRG e reforçou o pleito de ressarcimento do SEP. 
6. 
Em 9 de fevereiro de 2021, o processo foi incluído na pauta da 4ª Reunião Pública Ordinária 
de Diretoria, ocasião em que solicitei vistas, para melhor avaliar o requerimento da empresa. 
7. 
Em 23 de fevereiro de 2021, por meio do Ofício nº 43/2021-DIR/ANEEL8, solicitei 
informações complementares ao Operador Nacional do Sistema Elétrico, respondido9 em 19 de março de 
2021. 
8. 
Em 25 de fevereiro de 2021 foi realizada reunião virtual10 com a Enel, controladora da EGP 
Dois Riachos, a fim de discutir o ressarcimento do referido SEP.  
9. 
Em 16 de março de 2021, a Enel apresentou11 esclarecimentos adicionais.  
10. 
Em 14 de maio de 2021, fiz nova consulta12 ao ONS, respondida13 em 27 de maio de 2021. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
11. 
Trata-se do Recurso Administrativo interposto pela EGP Dois Riachos em face do Despacho 
nº 909, de 2019, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração, que indeferiu 
requerimento para ressarcimento financeiro, via Encargos de Serviço do Sistema (ESS), dos custos e 
dispêndios incorridos na implantação do Sistema Especial de Proteção (SEP) na EOL Dois Riachos. 
 
5 SIC: 48575.005458/2019-00 
6 SIC: 48550.000500/2020-00 
7 SIC: 48513.025587/2020-00 
8 SIC: 48510.000098/2021-00 
9 SIC: 48513.007502/2021-00 
10 SIC: 48510.000114/2021-00 
11 SIC: 48513.006961/2021-00 
12 SIC: 48510.000294/2021-00 
13 SIC: 48513.014288/2021-00

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12. 
O processo foi pautado pelo relator da matéria na 4ª Reunião Pública Ordinária, em 9 de 
fevereiro de 2021. Naquela oportunidade, para melhor compreensão do recurso da Interessada, solicitei 
vistas ao processo. 
13. 
No encaminhamento do seu voto o Diretor Relator propôs negar provimento ao recurso da 
EGP Dois Riachos, fundamentado no entendimento que a decisão por implantar o SEP decorreu de decisão 
empresarial com vistas à antecipação do início da operação comercial da EOL Dois Riachos. Dispôs ainda 
que “somente faria sentido o ressarcimento dos custos na instalação do SEP na hipótese de ser 
imprescindível para cumprimento de obrigações conforme planejamento setorial, que considera o 
cronograma de instalação da usina e das instalações de transmissão licitadas para seu atendimento, 
entretanto, essas condições não se encontram presentes”. 
14. 
Ponderando a argumentação trazida pelo Diretor Relator e as manifestações da 
Recorrente, entendo que o cerne da questão é se a implantação do SEP tão somente se prestou a atender 
ao escoamento da energia da EOL Dois Riachos no mercado livre ou se também atendeu a necessidades 
sistêmicas do Sistema Interligado Nacional (SIN) e de interesse do Ambiente de Contratação Regulado.  
15. 
Em suas manifestações a EGP Dois Riachos defende que a instalação do SEP atendeu ao SIN 
e permitiu que outras centrais geradoras atendessem aos contratos de energia no ambiente regulado, 
entregando energia aos consumidores; pontos sobre o qual entendi adequado aprofundar minha análise. 
16. 
A empresa indica que instalou o SEP em agosto de 2016, ficando com o equipamento 
disponível até abril de 2019, por solicitação do ONS. Segundo a EGP Dois Riachos, o Operador solicitou 
que o equipamento permanecesse disponível com o objetivo de ser utilizado durante as intervenções na 
área Sudoeste da Bahia que seriam realizadas para a entrada em operação da Subestação Ourolândia 
500/230kV e seu sistema de transmissão associado, evitando corte de geração durante as citadas 
intervenções.

4 de 16 
 
17. 
A empresa alega ainda que estudos do ONS comprovariam a necessidade e a importância 
sistêmica do SEP e que o referido equipamento teria atendido outros três complexos de geração14, 
permitindo o escoamento de 319 MW de outros agentes setoriais além dos 30 MW da EOL Dois Riachos. 
18. 
Buscando delimitar a importância do SEP para a operação do SIN, consultei o ONS acerca 
dos seguintes pontos: (i) se o SEP da EOL Dois Riachos atendeu a interesses sistêmicos, permitindo o 
escoamento de outras centrais geradoras e intervenções em outras instalações da rede básica; (ii) se o 
ONS requereu a permanência do SEP mesmo após a entrada em operação da solução estruturante na 
subestação Morro do Chapéu; e (iii) na hipótese do SEP ter atendido outras centrais geradoras, se na 
eventual ausência da implementação do SEP pela EOL Dois Riachos tais centrais geradoras teriam 
condições de escoar sua energia para o Sistema Interligado Nacional. 
19. 
Em resposta, conforme trechos transcritos a seguir, o ONS confirmou que: (i) o SEP da EOL 
Dois Riachos de fato permitiu o escoamento de energia de outras eólicas15 que atenderam ao ambiente 
de comercialização regulado; (ii) não seria possível escoar plenamente a geração das usinas que entraram 
em operação na região até a entrada em operação da SE 500/230 kV Morro do Chapéu II e da LT 230 kV 
Irecê – Morro do Chapéu II, que ocorreu em 1 de agosto de 2017 e em 1 de dezembro de 2017, 
respectivamente; e (iii) o ONS solicitou que o SEP permanecesse disponível, até 26 de abril de 2019, com 
o objetivo de ser utilizado durante as intervenções na área Sudoeste da Bahia, evitando restrição de 
geração durante as intervenções. 
2. 
Os Estudos do Parecer de Acesso à Rede Básica da Central Geradora Eólica – CGE 
Dois Riachos (ENEL) [b], e das CGEs do Conjunto Eólico Campo Formoso (Atlantic - CGEs 
Ventos da Andorinha, Ventos de Campo Formoso I, Ventos de Guarás I, Ventos de Campo 
Formoso II, Ventos de Morrinhos e Ventos do Sertão) [c], indicaram a necessidade de 
implantação de um SEP para atuar em caso de contingência nas LT 230 kV Senhor do Bonfim 
– Campo Formoso ou Brotas de Macaúbas – Bom Jesus da Lapa, para evitar colapso de 
tensão na região. Este SEP seria necessário até a entrada em operação da solução 
estruturante, a saber: SE 500/230 kV Morro do Chapéu II em conjunto com a LT 230 kV Irecê 
 
14 Complexo Morrinhos, da Atlantic; Complexo Ventos da Bahia, da EDF; e Complexo Assuruá, da CER 
15  
EOL Ventos da Andorinha  
EOL.CV.BA.030944-3.01  
EOL Ventos de Morrinhos  
EOL.CV.BA.030945-1.01  
EOL Ventos de Campo Formoso II  
EOL.CV.BA.031010-7.01  
EOL Dois Riachos  
EOL.CV.BA.031121-9.01  
EOL Ventos do Sertão  
EOL.CV.BA.030946-0.01  
EOL Ventos de Campo Formoso I  
EOL.CV.BA.030943-5.01  
EOL Ventos de Guarás I  
EOL.CV.BA.031563-0.01

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– Morro do Chapéu II. Os estudos pré-operacionais relativos à integração destas usinas 
eólicas [d] e [e] confirmaram a indicação dos Pareceres de Acesso e recomendaram a 
implantação do referido SEP.  
(...) 
6. Na sequência, após a implantação deste SEP, que foi indicado nos Estudos de Parecer de 
Acesso das Centrais Eólicas apresentadas no parágrafo 2, também as CGEs Ventos da Bahia 
II, IV e VIII (LEN A-5/2013 - data contratual para entrada em operação 01 de maio de 2018) 
e CGE Assuruá IV, Curral de Pedras I e Laranjeiras I e II (LER-2014 – data contratual para 
entrada em operação 01 outubro de 2017), utilizaram a estrutura do mesmo SEP, para 
possibilitar o início dos seus testes, bem como as respectivas entradas em operação 
comercial.  
(...) 
8. Cumpre ressaltar que o SEP da CGE Dois Riachos poderia ter sido desativado após a 
entrada das duas obras de transmissão destacadas na tabela acima. Contudo, o ONS 
solicitou que este esquema permanecesse desligado e disponível para operação, com o 
objetivo de ser utilizado durante as intervenções na área Sudoeste da Bahia, que seriam 
realizadas em função da expansão do sistema de transmissão, isto levando em conta que 
esta ação não implicaria em investimentos adicionais para os agentes envolvidos. Ressalta-
se que a disponibilidade deste SEP evitou restrição de geração durante as intervenções. 
Assim, o SEP permaneceu disponível para operação até o dia 26/04/2019, quando foi 
desativado.  
9. Com relação à hipótese da não existência deste SEP, informamos que sem a presença 
dele não seria possível escoar plenamente a geração das usinas que entraram em operação 
na região, conforme cronograma apresentado. Neste caso, a geração seria limitada em 
função do fator de capacidade das demais usinas eólicas da região e da margem do sistema 
de transmissão, até a entrada em operação da SE 500/230 kV Morro do Chapéu II e da LT 
230 kV Irecê – Morro do Chapéu II. É importante destacar que a utilização desta margem de 
transmissão para despacho das usinas eólicas foi utilizada enquanto estas não eram 
incorporadas ao SEP, inclusive a CGE Dois Riachos, antes da ativação deste esquema.  
10. Com base no exposto acima, conclui-se que o SEP em questão foi necessário para o 
escoamento da geração das usinas eólicas relacionadas na tabela do item 6, não apenas da 
CGE Dois Riachos, conforme datas apresentadas, até a entrada em operação da LT 230 kV 
Irecê – Morro do Chapéu II e da SE 500/230 kV Morro do Chapéu II. (grifo nosso) 
20. 
Nesse momento quero reforçar o ponto trazido pelo ONS de que sem a presença do SEP as 
usinas instaladas naquela região somente poderiam operar plenamente após dezembro de 2017, quando 
entrou em operação a solução estrutural.  
21. 
A manifestação do ONS corrobora a alegação da EGD Dois Riachos que somente em função 
da instalação do SEP as EOL Ventos da Andorinha; EOL Ventos de Morrinhos; EOL Ventos de Campo 
Formoso II; EOL Ventos do Sertão; EOL Ventos de Campo Formoso I; EOL Ventos de Guarás I poderiam 
atender aos contratos de energia no ambiente regulado. Essa informação é ainda mais relevante

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considerando que essas usinas comercializaram energia no Leilão A-5/2011, e assinaram CCEAR contendo 
cláusula que previa que o atraso da entrada em operação das instalações para acesso ao sistema de 
transmissão isenta os geradores da obrigação de constituição de lastro e de entrega da energia 
contratada. 
22. 
Assim, vejamos no detalhe a relação entre a instalação do SEP e o atendimento aos 
contratos regulados das usinas: 
EOL  
Grupo Econômico  
Leilão (Contrato) 
Operação 
Comercial  
Início do Suprimento  
EOL Ventos da Andorinha  
Atlantic 
A-5/2011 (CCEAR) 
14/11/2015 
01/01/2016 
EOL Ventos de Morrinhos  
Atlantic 
A-5/2011 (CCEAR) 
14/11/2015 
01/01/2016 
EOL Ventos de Campo Formoso II  
Atlantic 
A-5/2011 (CCEAR) 
08/12/2015 
01/01/2016 
EOL Ventos do Sertão  
Atlantic 
A-5/2011 (CCEAR) 
01/01/2016 
01/01/2016 
EOL Ventos de Campo Formoso I  
Atlantic 
A-5/2011 (CCEAR) 
23/01/2016 
01/01/2016 
EOL Ventos de Guarás I  
Atlantic 
A-3/2013 (CCEAR) 
26/04/2016 
01/01/2016 
EOL Dois Riachos 
ENEL 
A-5/2012 (CCEAR) 
14/11/2015 
01/01/2017 
23. 
As EOL do grupo Atlantic e a EOL Dois Riachos participaram de leilão de energia nova com 
documento de acesso16 emitido pelo ONS indicando a viabilidade da conexão sem qualquer indicação da 
necessidade de instalação de sistema de proteção para alívio da geração.  
24. 
A indicação de restrição na operação dessas usinas surgiu em 2015 na solicitação de acesso 
desses parques, onde houve a indicação pelo ONS, de forma não indicada à época do leilão, de que sem 
a instalação do SEP o pleno escoamento dessa geração somente seria possível após a entrada em 
operação da solução estrutural definitiva, que viria a ocorrer em dezembro de 2017.   
25. 
Essa restrição sobreveio porque, após a outorga dessas usinas, a margem de escoamento 
do sistema de transmissão na qual estavam previstas essas conexões foi consumida pelas usinas que 
comercializaram energia no Leilão de Energia de Reserva de 2013. Assim, para viabilizar o escoamento da 
energia das usinas da Atlantic e da Enel foi considerada uma solução estrutural que entraria em operação 
após o início do suprimento e de forma descasada com a geração.  
 
16 Documento de Acesso 935/2011; 936/11; 937/11; 939/2011; 940/11 e 3546/11
EOL  Grupo Econômico  Leilão (Contrato)  Operação
Comercial  Início do Suprimento
EOL Ventos da Andorinha  Atlantic  A-5/2011 (CCEAR)  14/11/2015  01/01/2016
EOL Ventos de Morrinhos  Atlantic  A-5/2011 (CCEAR)  14/11/2015  01/01/2016
EOL Ventos de Campo Formoso II  Atlantic  A-5/2011 (CCEAR)  08/12/2015  01/01/2016
EOL Ventos do Sertão  Atlantic  A-5/2011 (CCEAR)  01/01/2016  01/01/2016
EOL Ventos de Campo Formoso I  Atlantic  A-5/2011 (CCEAR)  23/01/2016  01/01/2016
EOL Ventos de Guarás I  Atlantic  A-3/2013 (CCEAR)  26/04/2016  01/01/2016
EOL Dois Riachos  ENEL  A-5/2012 (CCEAR)  14/11/2015  01/01/2017

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26. 
Esse descompasso de planejamento, que impactou diretamente os parques eólicos da 
Atlantic e da Enel, foi indicado a Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT) pelo 
ONS em Carta17 de 13 de junho de 2014, onde restou evidente que o sistema não comportava o 
escoamento pleno da geração das usinas da Atlantic; e, a integração ao SIN das usinas com operação a 
partir de janeiro de 2016 deveria ser proporcionada pelas obras estruturais, com previsão de operação 
comercial – naquele momento – para setembro de 2017: 
2.3 As CGEs do Complexo Morrinhos, com base nas premissas definidas em [b], por terem 
a sua data de operação comercial em janeiro/2016, não foram consideradas nas análises 
realizadas pelo ONS para a definição das margens obtidas em [c], uma vez que as 
capacidades de transmissão necessárias para a integração ao SIN das usinas com operação 
a partir de janeiro de 2016 (CGEs dos leilões A-5 de 2011 e de 2012) deveriam ser 
proporcionadas pelas obras estruturais previstas para tais empreendimentos, conforme 
definidas em [e]. Sendo assim, essa premissa impediu que o sistema de transmissão fosse 
analisado considerando a presença dessas centrais, pois a margem de transmissão que foi 
vendida só existia de setembro a dezembro de 2015, ou seja, a partir de janeiro de 2016, o 
sistema não comportava o escoamento pleno da geração do Complexo Morrinhos e das 
CGEs vendidas no LER/2013, na condição n-1;  
2.4. A potência total do conjunto das centrais que se sagraram vencedoras no LER/2013, 
ocorrido em agosto/2013, foi de 156 MW, sendo 88 MW na SE Morro do Chapéu II, 
referente às CGEs Maniçoba, Damascena e Esperança, e 68 MW na SE Irecê, referente às 
CGEs Assuruá II, V e VII, não restando, portanto, margem de transmissão para escoamento 
adicional nessas subestações, na contingência da LT 230 kV Senhor do Bonfim II - Morrinhos; 
(grifo nosso) 
27. 
Sobre essas restrições e o impacto em seu suprimento, ainda em abril de 2015, nos termos 
transcritos a seguir, a Atlantic informou18 a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração 
(SFG) que o Parecer de Acesso trouxe uma restrição, friso, não prevista à época do leilão, que implicava 
em corte de geração nas usinas, indicava a necessidade de instalação do SEP e apontava que a solução 
estrutural tinha previsão de entrada em operação para setembro de 2017, em data muito posterior ao 
início do suprimento, que era janeiro de 2016:  
2. No dia 6 de março de 2015, portanto cerca de 14 meses depois, a AER recebeu o Parecer 
de Acesso solicitado, só que o mesmo (sic) contempla uma restrição não prevista pelo 
empreendedor e que sequer fazia parte do Edital do Leilão, o que explica esta nossa carta. 
3. Conforme consta, resumidamente, nas pg. 25 a 27 do referido Parecer de Acesso, na 
condição de carga leve, para evitar colapso de tensão (no caso de contingência na LT 230 
kV Campo Formoso-Senhor do Bonfim II), torna-se necessário um corte de geração da 
ordem de 130 MW na CGE Dois Riachos e nas CGEs do complexo Morrinhos, onde estamos 
 
17 SIC nº  48513.021030/2014-00 
18 SIC n 48513.012005/2015-00

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instalados. Na condição de carga pesada, pelas mesmas razões, será necessário o corte de 
geração de 90 MW, sempre nos mesmos complexos. 
4. A mesma coisa ocorre no caso de contingência na LT 230 kV Brotas de Macaúba - Bom 
Jesus da Lapa, com cortes de geração de 100 MW, para carga leve, e 30 MW, para carga 
pesada. 
5. De acordo com o que consta da pg. 36 do Parecer, para evitar tal situação, deverão ser 
implantados, como solução conjuntural, SEPs de alívio de geração, os quais comandarão o 
corte de toda a geração da CGE Dois Riachos e, complementarmente, parte da geração das 
CGEs do Complexo Morrinhos, em montantes e nos tempos relacionados na Tabela 4 do 
Parecer de Acesso. A solução estrutural para eliminar esse problema é a implantação de 
transformação 500/230 kV - 2 x 900 MVA na SE Morro do Chapéu II. da LT 500 kV Morro do 
Chapéu lí - Sapeacu e de um compensador estático de (-100/+200) Mvar/500 kV na SE 
Morro do Chapéu II, cuja previsão de entrada em operação é setembro/2017. 
28. 
De fato, ao analisar os referidos Pareceres de Acesso19 verifica-se que o ONS apontou que 
a entrada em operação das usinas estava condicionada a implantação do SEP, com a função de corte 
automático de geração nessas centrais geradoras: 
c) A entrada em operação das CGEs Ventos de Campo Formoso I, Ventos de Campo Formoso 
II, Ventos da Andorinha, Ventos de Morrinhos e Ventos do Sertão está condicionada à 
implantação pela Atlantic Energias Renováveis S.A. de um Sistema Especial de Proteção – 
SEP, com a função de corte automático de geração nessas centrais geradoras, levando em 
conta o teor da Tabela 5 do item 7.2.3 deste parecer. O objetivo é manter a estabilidade do 
sistema elétrico quando da perda intempestiva de um dos circuitos 230 kV Campo Formoso 
- Senhor do Bonfim II ou Brotas de Macaúbas - Bom Jesus da Lapa; 
(...) 
Para evitar tal situação, deverão ser implantados, como solução conjuntural, SEPs de alívio 
de geração, os quais deverão comandar o corte de toda a geração da CGE Dois Riachos e, 
complementarmente, parte da geração das CGEs do Complexo Morrinhos, em montantes e 
nos tempos relacionados na Tabela 4 deste parecer. A solução estrutural para eliminar esse 
problema é a implantação de transformação 500/230 kV - 2 x 900 MVA na SE Morro do 
Chapéu II, da LT 500 kV Morro do Chapéu II - Sapeaçu e de um compensador estático de (-
100/+200) Mvar/500 kV na SE Morro do Chapéu II, cuja previsão de entrada em operação é 
setembro/2017. 
29. 
A tal solução estrutural, que tinha previsão para setembro de 2017, somente entrou em 
operação de forma completa em dezembro de 2017; logo, as usinas do grupo Atlantic que possuíam 
compromisso de entrega de energia para 1 de janeiro de 2016, na hipótese de não ter o SEP, somente 
começariam atender plenamente seus contratos com dois anos de atraso.  
 
19 ONS RE 2.10024/2015, 6 de março de 2015

9 de 16 
 
30. 
Aqui, pondero que, de certo que não há garantia incondicional da disponibilidade do ponto 
de conexão constante da informação de acesso. Nesse sentido, o esgotamento da capacidade de 
escoamento de um ponto de conexão pode ocorrer na eventualidade em que múltiplos projetos se 
sagram vencedores em um leilão. No entanto, no caso ora em análise o esgotamento da capacidade não 
decorreu do resultado do leilão. O que ocorreu foi algo ainda mais gravoso. Essas usinas foram 
desconsideradas do cálculo de margem e a elas foi atribuída uma solução descasada com a data de início 
do seu suprimento, em situação que não poderia ser antecipada à época do leilão. 
31. 
Por causa desse descompasso entre geração e transmissão, os estudos do ONS  indicaram 
a necessidade do SEP como alternativa para o escoamento da energia até a disponibilidade da solução 
estrutural.   
32. 
Dessa forma, a necessidade de instalação do SEP não foi motivada por decisão da ENEL ou 
da Atlantic, até porque não foi dada as empresas outra opção viável. E tal decisão não foi motivada 
somente para atender ao mercado livre, isso porque as restrições de escoamento ocorreriam mesmo à 
época do início do suprimento, visto que a solução estrutural entrou em operação somente de dezembro 
de 2017. 
33. 
Reforço que essas usinas detêm Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado que asseguram neutralidade no caso de atraso da transmissão. Essa Cláusula20 dispõe que, caso 
haja atraso na entrada em operação das instalações de transmissão, que não estejam sob 
responsabilidade do gerador, mantém-se inalterada a obrigação do comprador, isentando-se o gerador 
da obrigação de constituição de lastro e de entrega de energia. 
34. 
Essa previsão contratual implica dizer que com a disponibilização da solução estrutural de 
transmissão somente em 1 de agosto de 201721 e 21 de dezembro de 201722; portanto, em data posterior 
a data de início de suprimento da EOL Dois Riachos, em 1 de janeiro de 2017, e das demais eólicas em 1 
 
20 Cláusula 5ª – Das Obrigações das Partes – item 5.12  
21 Para a implantação do setor de 500 kV da SE Morro do Chapéu II, de dois transformadores 500/230 kV de 900 MVA  
22 Para a LT 230kV Irecê – Morro do Chapéu II

10 de 16 
 
de janeiro de 2016, havia proteção regulatória quanto às obrigações assumidas pela eólica no Ambiente 
de Contratação Regulada (ACR) recaindo sobre o consumidor o custo do atraso no sistema de transmissão. 
35. 
Assim, caso estas usinas tivessem se apoiado nessa Cláusula contratual, o consumidor teria 
que arcar com o custo de pagamento desses contratos e de compra de energia no mercado de curto de 
prazo no período desde o início do suprimento – em 1/1/2016 – a data de início da operação estrutural – 
em dezembro de 2017. O que, estima-se, implicaria em um custo estimado superior a 100 milhões de 
reais23. 
36. 
Reforço novamente que a indicação da necessidade do SEP foi sinalizada pelo ONS mesmo 
para o cenário em que as usinas não antecipassem a entrada em operação e iniciassem sua operação na 
data contratual. Em Carta24 encaminhada à SRT em 13 de junho de 2014, o ONS já havia apontado que 
observando o cronograma original dessas eólicas a simultaneidade da operação das eólicas levaria o 
sistema a colapso de tensão: 
3.1. Do ponto de vista sistêmico, a simultaneidade da operação das CGEs do Complexo 
Morrinhos com as CGEs Maniçoba, Damascena, Esperança e Dois Riachos, a partir de 
setembro/2015, poderá levar o sistema ao colapso de tensão na contingência da LT 230 kV 
Morrinhos - Senhor do Bonfim II. Como solução conjuntural, para viabilizar a entrada em 
operação das citadas CGEs, a Atlantic Energias Renováveis S.A. e a Enel Brasil Participações 
LTDA., deverão implementar mecanismos de alívio de geração (esquemas automáticos de 
corte de geração) que assegurem o corte de geração nas CGEs do Complexo Morrinhos (90 
MW) e na CGE Dois Riachos (30 MW), de modo a preservar a integridade do sistema e a 
recuperação das tensões no eixo Morro do Chapéu II - Irecê - Brotas de Macaúbas – Bom 
Jesus da Lapa II, após a contingência da LT 230 kV Morrinhos - Senhor do Bonfim II;  
3.2. Mesmo considerando as datas de entrada em operação comercial, conforme os leilões 
de energia, em janeiro de 2016, o problema de colapso de tensão passaria a existir com a 
entrada em operação das CGEs do Complexo Morrinhos. Em janeiro de 2017, esse problema 
se agravaria com a entrada em operação da CGE Dois Riachos. Sendo assim, os esquemas 
automáticos de corte de geração, que deverão ser validados pelo ONS no âmbito dos 
estudos pré-operacionais, citados no item 3.1, deverão permanecer até a implantação da 
solução definitiva referenciada no item 2.9, uma vez que a previsão atual de entrada em 
operação comercial das referidas obras é no segundo semestre de 2017. (...) (grifo nosso)  
 
23 Cálculo considera: 
1. Uso do PLD médio do SE em 2017 
2. Dividiu-se a energia contratada em 2017 por 1/12, sem considerar a sazonalização, para valorar ao PLD. 
3. Não se o quanto de energia poderia ser injetada pelas usinas sem o SEP, ou seja, considerou-se toda a energia elétrica restrita. 
4. Parcela de energia descontrada. 
 
24 SIC nº  48513.021030/2014-00

11 de 16 
 
37. 
Logo, entendo que restou comprovado que o SEP foi indicado pelo operador do sistema 
como solução para permitir o escoamento a plena carga das eólicas EOL Ventos da Andorinha; EOL Ventos 
de Morrinhos; EOL Ventos de Campo Formoso II; EOL Ventos do Sertão; EOL Ventos de Campo Formoso 
I; EOL Ventos de Guarás I, além da EOL Dois Riachos, permitindo o atendimento integral dos compromissos 
dessas usinas com o mercado regulado.  
38. 
A fim de caracterizar o impacto real da instalação do SEP, fiz nova consulta ao ONS 
solicitando informações adicionais sobre: (i) as condições operativas anteriores a instalação do SEP, com 
dados sobre restrição na geração das usinas eólicas, frequência e duração; e (ii) as condições operativas 
após a instalação do SEP, com dados referentes aos montantes gerados acima da restrição anterior a 
instalação do equipamento, frequência e duração, até a entrada da solução estrutural em dezembro de 
2017. 
39. 
Em resposta, o ONS informou que em relação às condições operativas anteriores à 
instalação do SEP, a operação do sistema foi balizada para restringir em 250 MW a geração eólica derivada 
das subestações de Irecê e Campo Formoso, até a implantação do SEP. 
40. 
Com relação às condições operativas após a instalação do SEP, ocorrida em setembro de 
2016, até a entrada em operação da solução estrutural no dia 21 de dezembro de 2017, o ONS apresentou 
a Figura 1, reproduzida a seguir, indicando o montante de geração adicional, derivada das SE Irecê e 
Campo Formoso, que foi possível ser integrada ao SIN devido a implantação do SEP.

12 de 16 
 
 
41. 
Esse montante foi explicitado pelo ONS na Tabela 1, reproduzida na sequência, onde 
apresenta-se a geração adicional mês a mês, das eólicas incluídas no SEP e conectadas na SE Irecê e Campo 
Formoso, com a indicação dos valores de MW médio equivalente ao período mensal, e o respectivo tempo 
aproximado em horas, durante o qual o valor da geração global ultrapassou 250 MW. 
Mês 
Geração média adicional equivalente com base 
mensal * (MWmed) 
Tempo aproximado no mês com geração 
acima de 250 MW (horas) 
Setembro de 2016 
0,17 
36 
Outubro de 2016 
5,24 
207 
Novembro de 2016 
4,18 
179 
Dezembro de 2016 
4,15 
170 
Janeiro de 2017 
3,67 
164 
Fevereiro de 2017 
1,82 
83 
Março de 2017 
1,49 
80 
Abril de 2017 
2,61 
131 
Maio de 2017 
2,02 
100 
Junho de 2017 
4,26 
191 
Julho de 2017 
17,13 
491 
Agosto de 2017 
10,02 
276 
Setembro de 2017 
42,61 
560 
Outubro de 2017 
47,84 
469 
Novembro de 2017 
16,07 
240 
Dezembro de 2017 
35,22 
281
Mês  Geração média adicional equivalente com base
mensal * (MWmed)  Tempo aproximado no mês com geração
acima de 250 MW (horas)
Setembro de 2016  0,17  36
Outubro de 2016  5,24  207
Novembro de 2016  4,18  179
Dezembro de 2016  4,15  170
Janeiro de 2017  3,67  164
Fevereiro de 2017  1,82  83
Março de 2017  1,49  80
Abril de 2017  2,61  131
Maio de 2017  2,02  100
Junho de 2017  4,26  191
Julho de 2017  17,13  491
Agosto de 2017  10,02  276
Setembro de 2017  42,61  560
Outubro de 2017  47,84  469
Novembro de 2017  16,07  240
Dezembro de 2017  35,22  281

13 de 16 
 
42. 
Assim, o SEP da EOL Dois Riachos permitiu o pleno escoamento de energia tanto da EOL 
Dois Riachos quanto de outras centrais geradoras que tinham compromissos de entrega de energia no 
ambiente regulado; evitando-se que recaísse sobre o consumidor o custo duplo de pagamento dos CCEAR 
e de compra de energia do mercado de curto prazo.  
43. 
Sobre a proteção regulatória dessas EOL quanto às obrigações assumidas pela eólica no 
Ambiente de Contratação Regulada (ACR), tal constatação, numa primeira leitura, faz crer que a EOL Dois 
Riachos não deveria ter instalado o SEP porque estava resguardada contratualmente e só o fez para 
possibilitar a antecipação da operação comercial e anteceder aos contratos do ambiente livre. No entanto, 
sem o SEP a EOL Dois Riachos também não teria como honrar seus compromissos de entrega de energia 
comercializada no ambiente regulado. 
44. 
Numa eventual confirmação da situação de apta a entrar em operação, restando 
configurado o atraso na implantação do sistema de transmissão, configurar-se-ia a situação na qual a 
distribuidora de energia teria que pagar duas vezes pela mesma energia. Pagaria a EOL Dois Riachos pela 
energia prevista no CCEAR e ainda teria que repor a energia necessária no mercado de curto de prazo; 
resultando num custo para o consumidor muito superior25 ao valor pleiteado pela empresa referente ao 
ressarcimento do SEP – estimado em R$ 4.619.142,64. 
45. 
Ainda que se argumente que essa situação não se confirmou, vez que a EOL Dois Riachos 
descontratou 100% de sua energia, importa dizer que a época da decisão por implantar o SEP a usina 
ainda estava contratada e já estava indicado o atraso nas obras do sistema de transmissão. Além disso, o 
SEP também atendeu as EOL do grupo Atlantic que mantiveram seus compromissos com o ACR. 
46. 
Por fim, confirmando o cabimento do ressarcimento do SEP, nos termos apontados pelo 
ONS, o SEP ainda contribuiu para a confiabilidade do SIN, permitindo intervenções em outras áreas do 
Sistema, evitando restrição de geração durante essas intervenções, motivos pelo qual entendo cabível 
seu ressarcimento nos termos da Resolução Normativa nº 697, de 2015. 
 
25 Custo estimado de 100 milhões nos termos apresentados no item  33.

14 de 16 
 
Sobre a necessidade de anuência prévia 
47. 
A Resolução Normativa nº 697, de 2015, estabeleceu os procedimentos para prestação e 
remuneração de serviços ancilares no SIN, sendo que o serviço prestado pela EOL Dois Riachos está 
definido no inciso VII de seu art. 2º: 
VII - sistema especial de proteção – SEP: abrange os Esquemas de Controle de Emergência 
– ECE e Esquemas de Controle de Segurança – ECS, que a partir da detecção de condição de 
risco para o sistema elétrico, realiza ações automáticas para preservar a integridade do SIN 
ou dos seus equipamentos; 
48. 
A previsão de ressarcimento pela implantação de equipamentos para prestação dos 
serviços ancilares consta no art. 15 da mesma Resolução, transcrito a seguir: 
[...] 
Art. 15. A ANEEL poderá autorizar, mediante solicitação do agente de geração, a 
implantação de reforço ou de equipamentos para prestação de serviços ancilares, com 
ressarcimento dos custos incorridos. 
§ 1o A solicitação de autorização deve estar acompanhada: 
I – do estudo do ONS, que demonstre a necessidade e a viabilidade técnica da implantação 
do reforço ou da prestação dos serviços ancilares; 
II – da comparação com a alternativa técnica e economicamente equivalente de geração ou 
transmissão para os casos de implantação de reforços e de conversão de unidade geradora 
para operar como compensador síncrono; e 
III – do respectivo orçamento detalhado. 
[...] 
49. 
A possibilidade de ressarcimento dos investimentos realizados para a prestação de 
determinado serviço ancilar está condicionada à autorização prévia da ANEEL, após justificativa respaldada 
em estudos elaborados pelo ONS. Entretanto, cabe destacar que o SEP da EOL Dois Riachos já estava 
implantado quando da solicitação de ressarcimento de seus custos foi feita à ANEEL.  
50. 
Em sua manifestação, a EGP Dois Riachos cita o ressarcimento do SEP da Usina Hidrelétrica 
(UHE) Teles Pires que também foi feito após a implantação do equipamento.

15 de 16 
 
51. 
Nesse ponto, não vejo óbices ao ressarcimento a posteriori uma vez caracterizado que o 
SEP de fato prestou serviço ao SIN. De fato, além do SEP da UHE Teles Pires trazido pela EGP Dois Riachos, 
há diversos julgados da ANEEL de instalação de um serviço ancilar com pedido de ressarcimento do 
investimento realizado após sua instalação26. Na minha opinião, há jurisprudência na ANEEL em aceitar o 
ressarcimento do serviço ancilar após ele instalado. Entretanto, é importante que fique claro, tal 
jurisprudência oferta a expectativa do direito ao ressarcimento e não o direito. Portanto, é importante 
que o agente de mercado que for instalar qualquer serviço ancilar faça seu requerimento à ANEEL de 
forma prévia, para que não corra o risco de ter seu pleito negado após o investimento ter sido realizado. 
52. 
Nesse caso concreto, julgo que a EGP Dois Riachos possui o direito de ser ressarcida pelo 
SEP implantado, porém não faz parte do objeto julgado os valores a serem ressarcidos. Estes deverão ser 
apresentados pela empresa para análise das áreas técnicas da ANEEL para depois submissão de 
homologação pela Diretoria da ANEEL.  
III. 
 D I R E I T O 
53. 
A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: Lei nº 8.987, de 
1995; Lei nº 9.648, de 1998; Lei nº 10.848, de 2004; Decreto nº 2.655, de 1998; Decreto nº 5.163, de 2004; 
Resolução Autorizativa nº 4.853, de 2014; Resolução Normativa nº 697, de 2015. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
54. 
Diante do exposto e do que constam do Processo nº 48500.003161/2018-88, voto por 
CONHECER o Recurso Administrativo interposto pela Enel Green Power Dois Riachos Eólica S.A. em face do 
Despacho nº 909/2019, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração para, no mérito, 
 
26 Resolução Autorizativa nº 2.127, de 6 de outubro de 2009, autoriza o ressarcimento financeiro à CEEE-GT, referente à 
adequação da unidade geradora nº 01 da UHE Itaúba para a operação como compensador síncrono. 
   Resolução Autorizativa nº 4.535, de 11 de outubro de 2014, autoriza o ressarcimento financeiro à Eletrobras Chesf pela 
implantação das facilidades necessárias à prestação do serviço ancilar de autorrestabelecimento nas centrais geradoras 
hidrelétricas de Paulo Afonso IV e Luiz Gonzaga. 
   Resolução Autorizativa nº 8.582, de 18 de fevereiro de 2020, autoriza o ressarcimento financeiro à empresa Santo Antônio 
Energia S.A. pelos custos incorridos com o Transformador Provisório 525/230 kV – 465 MVA, na SE Coletora Porto Velho, 
adotando critério de rateio entre os agentes pagadores idêntico ao do ESS, por outros serviços ancilares, a ser alocado em 
todos os submercados do SIN.

16 de 16 
 
DAR-LHE provimento para autorizar o ressarcimento dos custos e dispêndios incorridos para implantação do 
SEP necessário à entrada em operação da EOL Dois Riachos. 
Brasília, 8 de junho de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor