VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001060/2015-20. 
 
RELATOR: Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado - SRM 
 
ASSUNTO: Análise de requerimento de pagamento da parte correspondente ao custo de Operação e Manutenção - 
O&M da parcela variável da receita de venda de Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – 
CCEARs para usinas termelétricas em situação de “constrained-off”. 
 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
Em 07/02/2014, foi publicada a REN nº 601/2014, que aprovou a alteração das Regras de 
Comercialização de Energia Elétrica (“Regras”). Dentre as alterações aprovadas, consta que “para usinas afetadas 
por restrição de operação, em condição ‘constrained-off’, não há pagamento de receita variável referente a esse 
encargo”1. 
 
2. 
Em 10/10/2014, a Tevisa e a Gera Maranhão protocolaram na ANEEL a carta s/n, requerendo “a 
remuneração (...) a título de CO&M em casos em que as UTEs (Viana, Geramar I e Geramar II) venham a encontrar-
se em condição (de) ‘constrained-off’ (...) a partir do início da vigência da versão 2014.1.0 das Regras (de 
comercialização, módulo 17)”. 
 
3. 
Em 13/03/2015, a SRM (Ofício nº 93/2015-SRM/ANEEL) solicitou à Tevisa e à Gera Maranhão mais 
informações referentes ao pleito. Em resposta, as referidas empresas protocolizaram a carta s/n, em 24/03/2015. 
 
4. 
Em 26/06/2015, a SRM (Nota Técnica nº 98/2015-SRM/ANEEL) analisou o assunto. 
 
5. 
Em 11/08/2015, o processo foi a mim distribuído. 
 
6. 
É o relatório. 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO  
 
7. 
Até dezembro de 2013, as Regras de Comercialização permitiam o pagamento de toda a parcela 
variável em caso de “constrained-off”, inclusive a parcela referente ao combustível. 
 
8. 
A partir de janeiro de 2014, foi definido que o pagamento da parcela variável deve ser de forma 
proporcional ao montante de geração verificado. Assim, em casos de “constrained-off”, não se paga a parcela 
variável referente ao montante de energia não gerado. 
 
9. 
Neste contexto, as requerentes entraram com o pedido que está consubstanciado nos parágrafos 8 
e 9 da carta s/n, de 10/10/2014, transcritos a seguir: 
 
“8. Em virtude do exposto, vimos pela presente requerer sejam tomadas as devidas medidas para 
assegurar a remuneração devida à TEVISA e à GERA MARANHÃO a título de CO&M em casos 
                                                     
1 Regras de Comercialização, versão 2014.1.0, módulo “Reajuste da Receita de Venda de CCEAR”, pag. 115, parágrafo 74.2.2. Atualmente, essa linha de comando consta da 
versão 2015.1.1, módulo “Receita de Venda de CCEAR”, pag. 108, parágrafo 85.2.2., e faz exceção às usinas termelétricas à GNL.

em que as UTEs venham a encontrar-se em condição constrained-off incluindo os casos já 
verificados (grifo nosso) em que as UTEs tiveram de se sujeitar à condição constrained-off partir do 
início da vigência da versão 2014.1.0 das Regras. 
 
9. Para que não haja qualquer dúvida, a remuneração devida, como não poderia deixar de ser, é 
aquela relativa a toda a geração não ocorrida durante o período em que as UTEs estiveram 
e/ou estiverem efetivamente prejudicada pela restrição, incluindo o período de sincronismo e 
rampa até alcançarem novamente suas máximas potências, tal como se as UTEs não tivessem 
sofrido qualquer restrição.” 
 
10. 
Tal pedido foi reiterado no parágrafo 8 da carta s/n, de 24/03/2015.  
 
11. 
Verifica-se que o pedido das requerentes compreende não somente a alteração das Regras atuais, 
mas também o pagamento devido aos eventos já ocorridos, durante a vigência delas. Assim sendo, para fins de 
melhor estruturação, a análise da petição foi dividida em duas partes: 
 
a) alteração das Regras atuais para permitir o pagamento do CO&M em caso de “constrained-off”; e 
 
b) pedido de pagamento do CO&M referente aos eventos de “constrained-off” ocorridos no período 
de vigência das Regras atuais. 
 
12. 
Para melhor compreensão da análise, é necessária a apresentação de alguns conceitos básicos 
pertinentes ao assunto. 
 
III.1 Conceitos Básicos 
 
13. 
As UTEs Viana, Geraramar I e Geramar II foram contratadas para comercialização no ambiente 
regulado, na modalidade disponibilidade de energia elétrica2, no 4º Leilão de Energia Nova, realizado em 
26/07/2007 (4º LEN/2007). 
 
14. 
A cláusula 7ª dos CCEARs por disponibilidade firmados no âmbito do 4º LEN/2007 definem que a 
receita de venda será composta por duas partes3: a) Receita Fixa - RF; e b) Parcela Variável - PV. Como o pleito em 
questão leva em consideração somente a parcela variável, é importante tecer mais detalhes sobre essa parcela. 
 
15. 
A PV é constituída por parcelas variáveis mensais, e cada uma dessas corresponde ao produto do 
Custo Variável Unitário – Cvar4 pela diferença entre a energia verificada e a energia correspondente à declaração de 
inflexibilidade5, em cada mês durante a vigência do contrato. 
16. 
Ainda segundo o disposto no contrato, o Cvar é constituído por duas parcelas: i) CComb, a parcela 
referente ao custo do combustível; e ii) CO&M, parcela referente aos demais custos variáveis. A Figura 1 ilustra a 
composição da receita de venda. 
 
 
                                                     
2 As contratações no ambiente regulado podem ser nas modalidades “disponibilidade de energia elétrica” ou “quantidade de energia elétrica”. A diferença básica entre essas 
duas modalidades de contrato é que, na primeira, o risco hidrológico (em última instância, a exposição ao MCP) é alocado ao comprador (distribuidoras) e na segunda, é 
alocado ao vendedor (geradoras). 
3 Definição tem como base o disposto nos arts 2º e 3º da Portaria MME nº 42, de 1º de março de 2007. 
4 O Custo Variável Unitário, custo associado à operação da usina, é mais conhecido pelo acrônimo CVU. Contudo, preferimos utilizar o mesmo acrônimo utilizado no CCEAR. 
5 É o montante, em MW médio, correspondente à declaração de geração de usina termelétrica, que se constitui em restrição que leva à necessidade de geração mínima, a 
ser considerada pelo ONS na otimização do uso dos recursos do SIN. O custo de combustível associado à declaração de inflexibilidade é pago pela Receita Fixa, parcela 
“RFcomb” (CCEAR do 4º LEN/2007) 
Receita de Venda (RV) 
RV = RF + PV 
Receita Fixa (RF)* 
RF = CFC + CFO 
Parcela Variável (PV) 
Cvar = CCOMB + CO&M 
CFC: Parcela da receita 
fixa destinada a cobrir o 
custo 
do 
combustível 
associado à declaração 
de inflexibilidade 
CFO: 
Parcela 
da 
receita fixa destinada 
a cobrir os demais 
custos 
CCOMB: Parcela do custo 
variável 
unitário 
vinculada ao custo do 
combustível 
CO&M: Parcela do custo 
variável 
unitário 
vinculada 
às 
demais 
componentes do custo 
variável

17. 
Outro ponto importante para a análise do pleito é o conceito de “constrained-off”. A situação de 
“constrained-off” fica caracterizada quando a usina é programada para ser despachada pelo ONS por ordem de 
mérito de custo (quando o valor do Custo Marginal de Operação – CMO6 é superior ao custo variável da usina), 
porém há uma restrição sistêmica que impede a usina de gerar toda ou parte da sua capacidade (Figura 2). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
18. 
Nessa situação, a usina contratada fica exposta ao Mercado de Curto Prazo – MCP, e, assim, o 
compromisso de entrega de energia vai ser honrado ao custo do PLD7, que, nesse momento, é superior ao seu 
custo variável unitário (Cvar). Ou seja, a usina teve um prejuízo associado à energia não gerada em um montante 
proporcional à diferença “PLD – Cvar”8. 
 
19. 
Esse prejuízo decorreu de uma frustração de geração involuntária e, assim, deve ser compensado. 
Essa compensação se dá por meio do pagamento à usina do Encargo de Serviços do Sistema por Restrição de 
Operação (ESS-RO), no montante da energia não gerada valorada pela diferença “PLD-Cvar”9. 
 
20. 
Vale ressaltar que os recursos para pagamento do ESS-RO são arrecadados por todos os agentes 
de medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do seu consumo. 
 
21. 
No exemplo da Figura 2, a compensação pelo ESS-RO foi ao gerador, pois o pressuposto foi que 
esse assumiu as exposições financeiras no MCP. Cabe ressaltar que no caso concreto em análise, entretanto, a 
situação é distinta. 
 
                                                     
6 Definido pelo ONS, utilizando a cadeia de modelos Newave-Decomp. 
7 Preço de Liquidação das Diferenças, que é o preço da energia no mercado de curto prazo, em R$/MWh. Para fins de facilitar o raciocínio, considera-se no exemplo o PLD = 
CMO, o que, de fato, nem sempre acontece. 
8 De fato, este prejuízo ocorre mesmo que a usina não esteja contratada (usina “Merchant), comercializando toda a geração no MCP. Contudo, para fins de facilitar o 
raciocínio e considerando o assunto em questão, considera-se, nesse exemplo, uma usina cuja capacidade de geração está totalmente contratada.  
9 Esse pagamento é realizado pela CCEE e os custos são assumidos por todos os agentes com medição de consumo localizados no subsistema em que a falta ocorreu. 
Despacho 
Programado 
pelo ONS  
(mérito de custo) 
Geração 
Verificada 
Diferença devida ao “constrained-off” 
Figura 1 – Composição da Receita de Venda do CCEAR 4º LEN/2007, contratação por disponibilidade. 
Figura 2 – Situação de “Constrained-off”.

22. 
Nos contratos por disponibilidade vinculados às UTEs Viana, Geramar I e Geramar II, as exposições 
ao Mercado de Curto Prazo – MCP são alocadas à distribuidora compradora (em última instância, aos respectivos 
consumidores cativos), com exceção de 3 possibilidades dispostas na subclásula 6.2.1 do CCEAR do 4º LEN/200710 
e que não se aplicam ao pleito em análise. 
 
23. 
Do disposto na subclásula 6.2.1 do CCEAR do 4º LEN/2007, verifica-se que os eventos de 
“constrained-off” não constam das exceções. Ou seja, a exposição ao MCP no caso de “constrained-off” da usina é 
assumida pela distribuidora e não pelo gerador. 
 
24. 
Assim sendo, nos casos de “constrained-off”, é a distribuidora que deve adquirir o montante de 
energia não gerado no MCP ao preço de PLD que, nesse momento, é superior ao Cvar da usina. Logo, é a 
distribuidora que deve receber ESS-RO (proporcional à diferença “PLD-Cvar”) de forma a anular o efeito financeiro 
negativo decorrente do “constrained-off”. A Figura 3 ilustra a ação do ESS-RO. 
 
 
                                                     
10 “6.2.1. As exposições financeiras no mercado de curto prazo junto à CCEE serão assumidas pelo COMPRADOR, à exceção daquelas motivadas por (i) verificação de 
INDISPONIBILIDADE superior à utilizada no cálculo da GARANTIA FISICA da(s) USINA(S), (ii) não cumprimento da DATA DE INÍCIO DE SUPRIMENTO por ausência de 
apresentação e registro de contrato bilateral pelo VENDEDOR, quando o cronograma de entrada em operação comercial de unidade(s) geradora(s) for posterior da DATA DE 
INÍCIO DE SUPRIMENTO; e (iii) atraso do cronograma de entrada de unidade(s) geradora(s) em operação comercial, que terão o tratamento previsto na cláusula 5ª.”

25. 
Do exposto, verifica-se o uso do ESS-RO para anular o efeito financeiro do “constrained-off” ao 
agente que, por definição contratual, assume a exposição ao MCP (no caso, a distribuidora compradora). 
 
III.2 Análise quanto ao pedido de alteração das Regras para permitir o pagamento do CO&M em caso de 
“constrained-off” 
    
26. 
Recorrendo ao disposto na seção III.1, verifica-se que, de acordo com as Regras vigentes até 
dezembro de 2013, o pagamento do Cvar ao gerador pela distribuidora nas situações de “constrained-off” não 
permitia a devida anulação de seus efeitos financeiros por meio do ESS-RO, ressaltando que é a distribuidora que 
assume a exposição ao MCP. 
 
27. 
Pelas Regras vigentes até dezembro de 2013, a contrapartida pela aquisição da energia não gerada 
pela usina, mesmo com o pagamento do ESS-RO à distribuidora, custava11: 
 
$ = (Energia_não gerada)*PLD - (Energia_não gerada)*(PLD-Cvar) + (Energia_não gerada)*Cvar  
                                                     
11 Para os fins desta nota técnica, o termo referente ao que a Distribuidora paga tem sinal positivo, e ao que a mesma recebe tem sinal negativo. 
Figura 3 – Efeito do ESS-RO em casos de “constrained-off” em usinas contratadas por disponibilidade. 
Distibuidora 
Usina 
MCP 
Energia “G (MWh)” 
$ = G.Cvar 
Não há 
exposição ao 
MCP 
Despacho por ordem de Mérito (PLD>Cvar) 
Situação Normal 
CCEE 
Não há 
compensação 
(ESS-RO) 
Distibuidora 
Usina 
MCP 
Energia “G (MWh)” 
Energia não 
Gerada  
“G (MWh)” 
Despacho por ordem de Mérito (PLD>Cvar) 
“Constrained-off” 
CCEE 
$ = G.PLD 
Compensação 
ESS-RO = G.(PLD-Cvar) 
Resultado Final: $ = G(PLD) – G(PLD-Cvar) = G.Cvar

 $ = 2*(Energia_não gerada)*(Cvar) 
 
28. 
Ou seja, em contrapartida à energia não gerada pela UTE, a distribuidora estava assumindo o dobro 
do custo devido em situação normal, o que não estava correto uma vez que o custo da distribuidora deveria ser 
somente o produto entre a quantidade de energia não gerada e o custo variável da respectiva UTE. 
 
29. 
Tal distorção, que foi corrigida com a alteração da regra de comercialização, decorria de pagamento 
ao gerador termelétrico pelo custo variável da energia não gerada em razão do constrained-off.  
 
30. 
De fato, a CCEE ao propor a alteração das Regras na forma contestada pelas requerentes, cita o 
parágrafo 127 da Nota Técnica 074/2008-SEM/ANEEL12, abaixo transcrito: 
 
“127. Quando a UTE for despachada por ordem de mérito, ou seja, quando o PLD superar o CVU, a 
energia associada à parcela variável pode ser obtida pela diferença entre a geração verificada e a 
inflexibilidade declarada pelo agente de geração no Programa Diário de Produção – PDP, elaborado 
pelo ONS. Caso, por uma restrição de operação (constrained-off), a geração da UTE seja reduzida, 
haverá um custo evitado de combustível e, portanto, o pagamento da parcela variável com base 
na geração verificada continua adequado.” (grifo nosso)” 
 
31. 
Esse entendimento está totalmente em harmonia com o CCEAR do 4º LEN/2007, conforme, por 
exemplo, dispõe a subcláusula 7.2.1: 
 
7.3.1. A PARCELA VARIÁVEL MENSAL corresponderá ao produto do CUSTO VARIÁVEL UNITÁRIO 
pela diferença entre a ENERGIA verificada e a ENERGIA correspondente à DECLARAÇÃO DE 
INFLEXIBILIDADE, em cada MÊS CONTRATUAL. 
 
32. 
Ou seja, a alteração das Regras no sentido de não haver pagamento de receita variável para usinas 
em condição de “constrained-off”, para vigência a partir de janeiro de 2014, foi visando o aprimoramento de uma 
regra que onerava equivocadamente os consumidores. É importante ressaltar que tanto a Nota Técnica 074/2008-
SEM/ANEEL quanto o CCEAR do 4º LEN/2007 já especificavam o que consta nas Regras vigentes a partir de 
janeiro de 2014. 
 
33. 
Assim sendo, o pedido das requerentes de pagamento do CO&M em caso de “constrained-off” às 
UTEs Viana, Geramar I e Geramar II, contraria o aprimoramento realizado. 
 
34. 
Por fim, cabe ressaltar que a alteração das Regras, contra a qual as requerentes se manifestam, foi 
objeto da Audiência Pública nº 124/2013, no período de 28/11/2013 a 27/12/2013, e não recebeu contribuição no 
mesmo sentido do requerimento13. 
 
III.2.1 - Quanto aos custos incorridos no despacho frustrado das usinas 
 
35. 
As requerentes argumentaram em seu pleito que, mesmo em situação de “constrained-off”, o 
despacho implica em custos que não tem como ser evitados14. Custos como, por exemplo, a contratação de 
empresa para prestar serviço de O&M, em função da equipe adicional necessária à operação. 
                                                     
12 Protocolo nº 48530.000683/2008-00. Esta Nota Técnica analisou os resultados da Audiência Pública AP 030/2007, realizada para a coleta de contribuições destinadas ao 
aperfeiçoamento das Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao reajuste da receita de venda dos CCEARs por disponibilidade. 
13 A única contribuição tratou das UTEs que utilizam GNL, que não é o caso das requerentes. A seção III.2.2 explica a a motivação da excepcionalidade das Regras para esse 
tipo de usina. 
14 A carta s/n de 24 de março de 2015 cita, como outros exemplos, 8 itens de custo.

36. 
Independentemente desses ou de demais custos incorridos com o despacho das usinas, mesmo 
que frustrado por uma situação de “constrained-off”, o fato é que a gestão de custos faz parte do modelo de negócio 
do agente gerador. Além disso, esses custos não podem ser imputados à parte compradora, conforme disposto no 
CCEAR. Se pagasse esses custos, a parte compradora pagaria além do devido pelo montante de energia não 
gerado, considerando que já assume a exposição ao MCP. 
 
III.2.2 - Quanto à exceção para as usinas que utilizam GNL 
 
37. 
Outro argumento das requerentes é o caso das UTEs à GNL15, que são tratados como exceção.  
 
38. 
Contudo, esse tipo de usina possui características próprias que suscitam um despacho diferenciado. 
Nos termos do disposto na Resolução Normativa nº 282/2007, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) 
decide pelo despacho antecipadamente, quando o valor esperado do CMO “m” meses à frente16 estiver maior ou 
igual que o custo variável da usina. 
 
III.3 Análise quanto ao pedido de pagamento do CO&M referente aos eventos de “constrained-off” ocorridos 
no período de vigência das Regras atuais 
 
39. 
A segunda parte da petição diz respeito à retroatividade do pagamento da parcela CO&M aos eventos 
de “constrained-off” ocorridos a partir de janeiro de 2014.  
 
40. 
É importante ratificar que as próprias requerentes reconhecem que, nos casos de “constrained-off”, 
o pagamento pelo combustível (parcela Ccomb) fora equivocado, ressalvado os casos de UTEs que utilizem GNL, 
como se pode verificar do parágrafo 4 da carta s/n, de 10/10/2014, transcrito abaixo: 
 
“4. Ocorre que apesar de tal fundamento estar correto no que diz respeito ao combustível 
(ressalvadas certas peculiaridades já consideradas na atual versão das Regras, tais como o caso de 
empreendimentos a GNL, com despacho antecipado), a regra indistintamente alcançou os demais 
custos variáveis incorridos pelos agentes quando do despacho de suas usinas. Tal generalização é 
incorreta e deve ser reparada.” (grifo  nosso) 
 
41. 
Assim sendo, da mesma forma que não entendemos que deve ser paga a parcela CO&M retroativa 
até janeiro de 2014 (como pedem as requerentes), não entendemos que deve retroagir a períodos anteriores a 
janeiro de 2014, os casos em que houve o pagamento pelo combustível (parcela Ccomb) nos eventos de 
“constrained-off”, o que suscitaria a devolução aos consumidores desse pagamento que, ratificamos, as próprias 
requerentes entendem como um equívoco que mereceu ser corrigido. 
42. 
Portanto, entendemos que tanto as Regras que vigoraram até dezembro de 2013 quanto aquelas 
que passaram a vigorar a partir de janeiro de 2014 devem ser respeitadas durante sua vigência. Ou seja, não cabe 
a retroatividade do pagamento da parcela referente ao CO&M em caso de “constrained-off”, seja para favorecer os 
geradores, seja para favorecer os consumidores. 
 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
43. 
A presente decisão tem amparo legal considerando: Lei nº 9.427, de 1996; no Decreto nº 5.177, de 
2004, art. 2º, inciso IV e § 1º, inciso I; no Decreto nº 5.163, de 2004, art. 58; no Decreto nº 2.335, de 1997, Anexo, 
art. 4º, inciso IV, art. 6º, inciso XVI, e art. 12, incisos I e II. 
                                                     
15 GNL – gás natural liquefeito. 
16 Atualmente o ONS considera 2 meses para o despacho antecipado de UTEs à GNL

IV – DISPOSITIVO 
 
44. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.001060/2015-20 voto por conhecer e, no 
mérito, negar provimento ao pleito de pagamento da parte da parcela variável que corresponde aos demais custos 
variáveis (CO&M) nos casos em que as UTEs Viana, Geramar I e Geramar II estejam em situação de “constrained-
off”, apresentado pela Tevisa e da Gera Maranhão. 
 
Brasília, 10 de maio de 2016. 
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor