FL. 1 de 17 
 
VOTO 
PROCESSO: 48500.003923/2015-01 
INTERESSADOS: Energia dos Ventos I S.A., Energia dos Ventos II S.A., Energia dos Ventos III S.A., Energia 
dos Ventos IV S.A., Energia dos Ventos X S.A. (controladas pela Alupar Investimento S.A. - Alupar), Energia 
dos Ventos V S.A., Energia dos Ventos VI S.A., Energia dos Ventos VII S.A., Energia dos Ventos VIII S.A. e 
Energia dos Ventos IX S.A. (controladas por Furnas Centrais Elétricas S.A. - Furnas) 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
RESPONSÁVEL: DIRETORIA – DIR  
ASSUNTO: Requerimento Administrativo, com pedido de medida cautelar, interposto pela Energia dos Ventos 
V S.A., pela Energia dos Ventos VI S.A., pela Energia dos Ventos VII S.A., pela Energia dos Ventos VIII S.A. e 
pela Energia dos Ventos IX S.A., com vistas a suspender Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no 
Ambiente Regulado – CCEARs 
I. RELATÓRIO 
A Energia dos Ventos I S.A., a Energia dos Ventos II S.A., a Energia dos Ventos III S.A., a 
Energia dos Ventos IV S.A. e a Energia dos Ventos X S.A. (sociedades controladas pela Alupar Investimento 
S.A. – Alupar), em decorrência do êxito obtido no Leilão nº 7/2011 (A-5), realizado em 20 de dezembro de 2011, 
foram autorizadas a estabelecer-se como Produtores Independentes de Energia Elétrica, mediante a 
implantação e a exploração das Centrais Geradoras Eólicas EOL Goiabeira, EOL Ubatuba, EOL Santa Catarina, 
EOL Pitombeira e EOL Ventos de Horizonte, respectivamente, integrantes do denominado Complexo Aracati. 
As informações relevantes relativas aos Empreendimentos são apresentadas no Quadro 1: 
USINA 
TITULAR 
ATO LEGAL 
POTÊNCIA 
INSTALADA 
LOCALIZAÇÃO 
APTA PARA 
OP. COMERCIAL 
EOL Goiabeira 
Energia dos 
Ventos I S.A. 
Portaria MME nº 431, 
de 17/7/2012 
23.000 kW1 
Aracati, CE 
Despacho SFG nº 1.327, 
de 19/5/2016 
EOL Ubatuba 
Energia dos 
Ventos II S.A. 
Portaria MME nº 428, 
de 16/7/2012 
12.600 kW2 
Aracati, CE 
Despacho SFG nº 1.538, 
de 9/6/2016 
EOL Santa 
Catarina 
Energia dos 
Ventos III S.A. 
Portaria MME nº 433, 
de 19/7/2012. 
18.900 kW3 
Aracati, CE 
Despacho SFG nº 1.326, 
de 19/5/2016 
EOL Pitombeira 
Energia dos 
Ventos IV S.A. 
Portaria MME nº 442, 
de 24/7/2012 
27.300 Kw4 
Aracati, CE 
Despacho SFG nº 690, 
de 21/3/2016 
EOL Ventos de 
Horizonte 
Energia dos 
Ventos X S.A. 
Portaria MME nº 435, 
de 19/7/2012 
16.800 kW5 
Aracati, CE 
Despacho SFG nº 1.051, 
de 29/4/2016 
1. Ver a Resolução Autorizativa nº 5.649, de 23 de fevereiro de 2016. 
2. Ver a Resolução Autorizativa nº 5.652, de 23 de fevereiro de 2016. 
3. Ver a Resolução Autorizativa nº 5.651, de 23 de fevereiro de 2016. 
4. Ver a Resolução Autorizativa nº 5.650, de 23 de fevereiro de 2016. 
5. Ver a Resolução Autorizativa nº 5.653, de 23 de fevereiro de 2016. 
Quadro 1 – Informações relativas às Usinas do Complexo Aracati (Alupar) 
Fonte: Elaboração própria.
USINA  TITULAR  ATO LEGAL  POTÊNCIA
INSTALADA  LOCALIZAÇÃO  APTA PARA
OP. COMERCIAL
EOL Goiabeira  Energia dos
Ventos I S.A.  Portaria MME nº 431,
de 17/7/2012  23.000 kW1  Aracati, CE  Despacho SFG nº 1.327,
de 19/5/2016
EOL Ubatuba  Energia dos
Ventos II S.A.  Portaria MME nº 428,
de 16/7/2012  12.600 kW2  Aracati, CE  Despacho SFG nº 1.538,
de 9/6/2016
EOL Santa
Catarina  Energia dos
Ventos III S.A.  Portaria MME nº 433,
de 19/7/2012.  18.900 kW3  Aracati, CE  Despacho SFG nº 1.326,
de 19/5/2016
EOL Pitombeira  Energia dos
Ventos IV S.A.  Portaria MME nº 442,
de 24/7/2012  27.300 Kw4  Aracati, CE  Despacho SFG nº 690,
de 21/3/2016
EOL Ventos de
Horizonte  Energia dos
Ventos X S.A.  Portaria MME nº 435,
de 19/7/2012  16.800 kW5  Aracati, CE  Despacho SFG nº 1.051,
de 29/4/2016

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2. 
Em razão do êxito obtido no mesmo Certame, a Energia dos Ventos V S.A., a Energia dos 
Ventos VI S.A., a Energia dos Ventos VII S.A., a Energia dos Ventos VIII S.A. e a Energia dos Ventos IX S.A. 
(sociedades controladas por Furnas Centrais Elétricas S.A. – Furnas) também foram autorizadas a estabelecer-
se como Produtores Independentes de Energia Elétrica, mediante a implantação e a exploração das Centrais 
Geradoras Eólicas EOL São Januário, EOL Nossa Senhora de Fátima, EOL Jandaia, EOL São Clemente e EOL 
Jandaia I, respectivamente, integrantes do denominado Complexo Fortim. As informações relevantes relativas 
aos Empreendimentos são apresentadas no Quadro 2: 
 
USINA 
TITULAR 
ATO LEGAL 
POTÊNCIA 
INSTALADA 
LOCALIZAÇÃO 
EOL São Januário 
Energia dos Ventos V 
S.A. 
Portaria MME nº 432, de 
17/7/2012 
19.200 kW 
Fortim, CE 
EOL Nossa Senhora de 
Fátima 
Energia dos Ventos VI 
S.A. 
Portaria MME nº 459, de 
8/8/2012 
28.800 kW 
Fortim, CE 
EOL Jandaia 
Energia dos Ventos 
VII S.A. 
Portaria MME nº 458, de 
8/8/2012. 
28.800 kW 
Fortim, CE 
EOL São Clemente 
Energia dos Ventos 
VIII S.A. 
Portaria MME nº 446, de 
25/7/2012 
19.200 kW 
Fortim, CE 
EOL Jandaia I 
Energia dos Ventos IX 
S.A. 
Portaria MME nº 409, de 
5/7/2012 
19.200 kW 
Fortim, CE 
Quadro 2 – Informações relativas às Usinas do Complexo Fortim (Furnas) 
Fonte: Elaboração própria. 
 
3. 
Por intermédio de petição protocolada em 4 de agosto de 20151, as Geradoras controladas por 
Furnas, em substituição a requerimento anterior2, solicitaram a concatenação do cronograma de 
implantação das Usinas do Complexo Fortim com a disponibilização do sistema de transmissão 
necessário ao escoamento da energia elétrica. O pedido foi fundamentado na identificação de atraso em relação 
à operação comercial prevista no Contrato de Concessão do Serviço Público de Transmissão nº 13/2014-
ANEEL, com risco inclusive de caducidade da concessão da SPE BR Transmissora Cearense II de Energia 
Ltda., nos termos dos Despachos nº 2.149, de 30 de junho de 2015, e nº 2.314, de 15 de julho de 2015. 
4. 
Por considerar que, apesar das várias reuniões, das discussões realizadas e de o Processo ter 
sido antecipadamente distribuído, por sorteio, a esta Relatoria, até aquele momento a instrução do pedido de 
concatenação não fora finalizada pelas Unidades Organizacionais, as Requerentes, por meio de petição 
protocolada em 10 de dezembro de 2015, apresentaram pedido de medida cautelar para suspender os direitos 
e as obrigações decorrentes dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs, 
                                                     
1 Ver o SIC nº 48513.021139/2015-00. 
2 Ver o SIC nº 48513.014231/2015-00.
USINA  TITULAR  ATO LEGAL  POTÊNCIA
INSTALADA  LOCALIZAÇÃO
EOL São Januário  Energia dos Ventos V
S.A.  Portaria MME nº 432, de
17/7/2012  19.200 kW  Fortim, CE
EOL Nossa Senhora de
Fátima  Energia dos Ventos VI
S.A.  Portaria MME nº 459, de
8/8/2012  28.800 kW  Fortim, CE
EOL Jandaia  Energia dos Ventos
VII S.A.  Portaria MME nº 458, de
8/8/2012.  28.800 kW  Fortim, CE
EOL São Clemente  Energia dos Ventos
VIII S.A.  Portaria MME nº 446, de
25/7/2012  19.200 kW  Fortim, CE
EOL Jandaia I  Energia dos Ventos IX
S.A.  Portaria MME nº 409, de
5/7/2012  19.200 kW  Fortim, CE

FL. 3 de 17 
 
cujo início de suprimento está previsto para 1º de janeiro de 2016, até que seja encontrada solução regulatória 
para o escoamento da energia elétrica produzida pelas Usinas do Complexo Fortim. 
5. 
Na 1ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 19 de janeiro de 2016, esta Diretoria Colegiada, 
unanimemente, decidiu, sem prejuízo do posterior exame do mérito, dar parcial provimento ao pedido de medida 
cautelar, para suspender, de 1º de janeiro a 30 de junho de 2016, os direitos e as obrigações decorrentes dos 
CCEARs das Usinas EOL São Januário, EOL Nossa Senhora de Fátima, EOL Jandaia, EOL São Clemente e 
EOL Jandaia I, respectivamente. A decisão foi consubstanciada no Despacho nº 128, de 19 de janeiro de 20163. 
6. 
O lapso de 6 meses foi considerado suficiente para elaborar, discutir e decidir quanto à solução 
para o escoamento da energia elétrica produzida pelas Usinas dos Complexos Aracati e Fortim. 
7. 
Por intermédio da Nota Técnica nº 162, de 16 de abril de 2016, a Superintendência de 
Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT analisou e apresentou as 
alternativas para conectar as Usinas dos Complexos Aracati e Fortim ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
8. 
Em 9 de junho de 2016, esta Relatoria reuniu-se com representantes das Geradoras 
controladas por Furnas, ocasião em que se debateu o prazo necessário para implantar as instalações de 
transmissão. As Geradoras solicitaram que fosse acordado em 36 meses, por ser o usualmente utilizado nos 
contratos de concessão de transmissão de energia elétrica. Informaram que não poderiam assumir 
compromisso, para implantar as instalações de transmissão em menor prazo. 
9. 
A SCT, mediante a Nota Técnica nº 225, de 21 de junho de 2016, atualizou os parâmetros 
financeiros apresentados na Nota Técnica nº 162, de 2016. 
10. 
A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PF, por meio do Parecer nº 308, de 21 de junho de 
2016, aprovado pelo Despacho nº 254/2016/PFANEEL/PGF/AGU, de 24 de junho de 2016, analisou a 
possibilidade jurídica de se fixarem prazos distintos para implantar os empreendimentos de transmissão para 
as Geradoras controladas pela Alupar e para as controladas por Furnas. 
11. 
Mediante petição protocolada em 27 de junho de 2016, as Geradoras controladas por Furnas 
solicitaram que, para definir a solução alternativa ao escoamento da energia elétrica produzida pelas Usinas do 
                                                     
3 Ver o DOU de 22/1/2016, Seção 1, p. 48, v. 153, n.15.

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Complexo Fortim, fossem fixados 36 meses, para implantar o sistema de transmissão, e que fosse “[...] mantida 
a neutralidade dos agentes em relação ao aumento das perdas elétricas, a partir da consideração desses 
impactos no desconto a ser aplicado à TUST”. 
12. 
Na 23ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 28 de junho de 2016, esta Diretoria Colegiada, 
unanimemente, prorrogou, por mais 1 mês (até 31/7/2016), a medida cautelar, de forma a possibilitar a análise 
da solução alternativa recomendada pela SCT com a profundidade necessária. 
13. 
Em 14 de julho de 2016, esta Relatoria  reuniu-se com representantes das Geradoras 
controladas pela Alupar, ocasião em que se debateu a solução alternativa apresentada pela SCT. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
14. 
O pedido de medida cautelar foi apresentado no pedido de concatenação do cronograma de 
implantação das Usinas do Complexo Fortim com a disponibilização do sistema de transmissão necessário ao 
escoamento da energia elétrica. 
15. 
Diante das incertezas relativas à entrada em operação comercial da Instalação de Transmissão 
de Interesse Restrito para Conexão Compartilhada de Centrais de Geração – ICG Subestação Aracati III, bem 
como da eventual solução alternativa para o acesso ao SIN, entendeu-se que não seria ainda possível julgar o 
mérito até que o escoamento da energia elétrica fosse equacionado. 
16. 
Assim, a medida cautelar foi deferida, pois presentes tanto a fumaça do bom direito (em 
decorrência da inviabilidade da implantação da Instalação de Transmissão de Interesse Restrito para Conexão 
Compartilhada de Centrais de Geração – ICG, sob a responsabilidade da SPE BR Transmissora Cearense II 
de Energia Ltda., nos termos do Contrato de Concessão nº 13/2014-ANEEL, cuja caducidade foi já 
recomendada ao Ministério de Minas e Energia – MME) quanto o perigo na demora (início do suprimento em 
1º/1/2016, com exigência de recomposição de lastro nos CCEARs). 
17. 
Com efeito, verifica-se que o Edital do Leilão nº 7/2011, tipo A-5, facultou aos agentes 
vencedores a conexão ao SIN por meio de ICG4. 
                                                     
4 Registra-se que as diretrizes do Leilão A-5, de 2011, foram estabelecidas pela Portaria MME nº 498, de 25 de agosto de 2011.

FL. 5 de 17 
 
18. 
Dessa maneira, a ANEEL promoveu, entre 3 e 18 de maio de 2012, a Chamada Pública nº 
1/2012 para os agentes vendedores interessados em compartilhar a conexão ao SIN por meio de ICGs, a serem 
dimensionadas pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE e implantadas após licitação. As Usinas Eólicas 
dos Complexos Aracati e Fortim efetivamente se inscreveram, participaram da Chamada Pública e viabilizaram 
a contratação da ICG. 
19. 
Assim, nos termos das Portarias Ministeriais, a conexão das Usinas ao SIN seria realizada por 
meio da ICG Subestação Coletora Aracati III5, resultado da Chamada Pública nº 1/2012-ANEEL, em 
consonância com as normas e os regulamentos aplicáveis. 
20. 
Dessa maneira, foi promovido, em 13 de dezembro de 2013, o Leilão nº 13/2013, para licitar a 
construção, a montagem, a operação e a manutenção da ICG Subestação Aracati III (Lote D), dentre outras 
instalações de transmissão. Em decorrência do êxito obtido no Leilão, foi celebrado com a SPE BR 
Transmissora Cearense II de Energia Ltda. o Contrato de Concessão nº 13/2014-ANEEL, em 2 de maio de 
2014, para implantar a ICG, em até 22 meses, contados da assinatura do Contrato, ou seja, até 2 de março 
de 2016. 
21. 
Ocorre que foram constatadas diversas falhas e transgressões da Transmissora em relação às 
obrigações estipuladas no Contrato de Concessão, o que motivou, após prévia notificação da Concessionária, 
decisão unânime da Diretoria Colegiada, na 17ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 17 de maio de 2016, 
no sentido de recomendar ao Ministério de Minas e Energia – MME a aplicação da caducidade do Contrato de 
Concessão nº 13/2014-ANEEL, bem como avaliar a necessidade de estudos, para viabilizar o acesso dos 
usuários ao SIN, em razão da não implantação das obras previstas no Contrato6. 
22. 
Nota-se que as obras de implantação das Usinas do grupo Alupar transcorreram praticamente 
como previstas nos respectivos cronogramas, tanto que as Usinas se encontram, todas, aptas a operar 
comercialmente, consoante os Despachos da Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – 
SFG, informados na Tabela 1. 
                                                     
5 O planejamento setorial inicialmente indicou a expansão da SE Aracati II, para contemplar a ICG, conforme Relatório nº EPE-DEE-
DEA-RE-002/2013-rev2, de 19 de julho de 2013. Porém, após se identificar a inviabilidade da ampliação da SE Aracati II, o 
planejamento indicou a implantação de nova Subestação, denominada Subestação ICG Aracati III. 
6 Observa-se que, por razões meramente processuais, o Processo nº 48500.004907/2014-47 retornou do MME para nova intimação 
à Transmissora, o que foi determinado pelo Despacho nº 1.294, de 17 de maio de 2016 (DOU de 23/5/2016, Seção 1, p. 37).

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23. 
Já as obras de implantação das Geradoras controladas por Furnas não evoluíram a contento. 
As Geradoras, inicialmente, pleitearam o reconhecimento de causa excludente de responsabilidade pelo atraso 
consistente na recuperação judicial da fornecedora Wind Power Energia S.A. – WPE, mas, depois, em 
substituição ao pedido anterior, solicitaram a concatenação dos cronogramas de implantação dos parques 
eólicos com o cronograma da transmissão e o correspondente deslocamento do período de suprimento dos 
CCEARs. 
24. 
Assim, julga-se que, antes de analisar o pedido de concatenação apresentado pelas Geradoras 
controladas por Furnas, deve-se, primeiro, examinar a solução alternativa para a conexão das Usinas (de 
ambos os Complexos Aracati e Fortim) ao SIN e decidir sobre ela. 
Solução para a conexão dos parques eólicos 
25. 
A solução foi apresentada pela SCT, mediante a Nota Técnica nº 162, de 2016, após longo e 
amplo processo de interação com esta Diretoria Colegiada e os vários interessados. 
26. 
A Superintendência informou que, logo após identificar a possível declaração da caducidade 
do Contrato de Concessão do Serviço Público de Transmissão nº 13/2014, passara, mediante sucessivas 
reuniões, pedidos de informações ao Operador Nacional do Sistema – ONS, à Empresa de Pesquisa Energética 
– EPE e ao Ministério de Minas e Energia – MME e estudos, a buscar solução que possibilitasse escoar a 
energia elétrica gerada pelas Usinas dos Complexos Aracati e Fortim. 
27. 
 A SCT observou na Nota Técnica que nova licitação das instalações de transmissão objeto do 
Contrato de Concessão nº 13/2014, com a revisão do planejamento setorial e a realização de novo leilão, 
implicaria que a ICG somente entraria em operação comercial em 48 ou 54 meses, no mínimo. 
28. 
Assim, por considerar que a Cláusula 5.12 dos CCEARs decorrentes do Leilão nº 7/2011 (A-5) 
garantiria receita aos geradores, no caso de atraso da entrada em operação das instalações de transmissão, 
sob a responsabilidade de terceiros, a SCT considerou relevante “[...] mitigar e/ou eliminar tal exposição do 
mercado regulado”. Essa é atualmente a situação das Usinas Eólicas controladas pela Alupar, todas aptas à 
operação comercial (ver a Tabela 1).

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29. 
Após análise e manifestação do ONS, da EPE, do MME, da Alupar e de Furnas, a SCT concluiu 
pela viabilidade técnica da conexão das Usinas dos Complexos Aracati e Fortim na Subestação Russas II, em 
230 kV. A Superintendência procurou, então, viabilizar, regulatória e financeiramente, a realização das obras. 
Destaca-se o seguinte trecho da Nota Técnica nº 169, de 2016: 
34. 
Considerando, pagamentos anuais da ordem de R$ 60 milhões por prerrogativa 
contratual a cada grupo de parques com o custo de implantação das CGEs e dos sistemas 
de interesse restrito, a despeito da ausência de sistema de escoamento, bem como os 
prazos necessários para novo processo licitatório e o risco de insucesso, o que 
acarretaria em mais adiamento para o usufruto social da energia elétrica contratada e 
remunerada, avalia-se como sendo mais vantajoso para solução do problema que se 
autorize a implantação de sistemas de interesse restrito aos parques eólicos 
envolvidos, minimizando a exposição do comprador regulado. (grifos nossos) 
30. 
Dessa maneira, constata-se que a SCT analisou as alternativas para conectar as Usinas ao 
SIN e indicou 4 possibilidades: 
a) a ANEEL, após novos estudos de planejamento e diretrizes do MME, realizaria nova 
licitação para implantar a ICG; 
b) as Geradoras controladas por Furnas construiriam subestação 230/34,5kV 150 MVA, da 
qual partiria linha de transmissão 230kV, em circuito simples, até a subestação 230/34,5kV 
100 MVA das Geradoras controladas pela Alupar, da qual sairia linha de transmissão 
230kV, em circuito duplo, até a Subestação Russas II, na qual cada circuito se conectaria 
em módulo de entrada próprio em 230kV (conexão do Complexo Fortim ao Complexo 
Aracati e deste na Subestação Russas II); 
c) as Geradoras controladas por Furnas construiriam subestação 230/34,5kV 150 MVA, e as 
Geradoras controladas pela Alupar construiriam outra subestação 230/34,5kV 100 MVA; 
de cada uma das subestações sairia linha de transmissão 230kV, em circuito simples, até 
ponto de bifurcação, a partir do qual passariam a compartilhar torres de circuito duplo até 
a Subestação Russas II, na qual cada circuito se conectaria em módulo de entrada próprio 
em 230kV (compartilhamento de torres de linha de transmissão em 230kV), e 
d) as Geradoras controladas por Furnas construiriam subestação 230/34,5kV 150 MVA e as 
Geradoras controladas pela Alupar construiriam subestação 230/34,5kV 100 MVA; de cada 
uma das subestações sairia linha de transmissão 230kV, em circuito simples, até a 
Subestação Russas II, na qual cada circuito se conectaria em módulo de entrada próprio 
em 230kV (obras independentes com conexões diretas na Subestação Russas II).

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31. 
A SCT então estimou e comparou os valores estimados do investimento para nova licitação de 
uma ICG e os respectivos encargos de conexão, os valores dos investimentos na configuração original das 
conexões, bem como os dos investimentos necessários para cada alternativa e os de descontos sobre a Tarifa 
de Uso do Sistema de Transmissão – TUST necessários, para ressarcir os Agentes de Geração pelo sobrecusto 
decorrente dos investimentos em transmissão não previstos originalmente no Leilão. 
32. 
Para tanto, a Superintendência utilizou o Banco de Preços mais atual, referente a agosto/2015, 
para comparar os investimentos na mesma base, e empregou a metodologia utilizada, para estimar os 
investimentos nas licitações de transmissão. A Nota Técnica nº 162, de 2016, detalhou os procedimentos e os 
cálculos realizados e a Nota Técnica nº 255, de 2016, atualizou os parâmetros financeiros dos cálculos às 
novas condições de financiamento praticadas pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – 
BNDES. 
33. 
Assim, consoante consta da Nota Técnica nº 255, de 2016, a Tabela 1 apresenta os 
investimentos estimados pela SCT para cada alternativa: 
Tabela 1 – Investimentos estimados pela SCT para cada alternativa 
ALTERNATIVA INVESTIMENTO ADICIONAL (R$) 
A 
108.669.111,21 
B 
84.250.996,71 
C 
73.452.300,81 
D 
73.192.314,91 
Fonte: Elaboração própria (com base nos dados apresentados na Nota Técnica nº 255, de 2016) 
34. 
As despesas das Geradoras dos Complexos Aracati e Fortim a título de custeio de eventuais 
novas instalações licitadas (Alternativa A) foram também estimadas pela SCT e são apresentadas na Tabela 2:

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Tabela 2 – Estimativa do custeio de nova ICG 
Empresa Potência (MW) Proporção potência Receita ICG (R$) 
ALUPAR 
89,2 
43,64% 
2.469.803,57 
FORTIM 
115,2 
56,36% 
3.189.701,47 
Total 
204,4 
100,00% 
5.659.505,04 
Fonte: Nota Técnica nº 255/2016-SCT /ANEEL, de 21 de junho de 2016 
35. 
Por considerar que a alternativa D (conexões independentes) seria a de menor custo global, a 
SCT, após descontar os custos dos investimentos originalmente previstos mas não realizados ou realizados e 
aproveitáveis, bem como os ingressos decorrentes de possíveis alienações de bens inservíves, apurou o 
investimento adicional líquido e recomendou a viabilização mediante ressarcimento por meio de desconto, 
reajustado anualmente até 2035, na TUST devida pelas Usinas dos Complexos Aracati e Fortim. A Tabela 3 
apresenta o resumo dos cálculos realizados pela SCT: 
Tabela 3 – Resumo do cálculo de desconto na TUST 
Item 
Resumo 
Alupar (R$) 
Fortim (R$) 
A 
Investimento adicional estimado 
57.296.782,40 58.107.622,89 
B 
Responsabilidades originais não realizadas 
10.219.203,88 20.096.896,33 
C 
Responsabilidades originais realizadas e aproveitadas  
1.643.911,59 
0 
D 
Alienação de bens inservíves 
10.252.078,57 
0 
E 
Investimento adicional líquido (E=A-B-C-D) 
35.181.588,35 38.010.726,56 
F 
Receita (E anualizado, conforme responsabilidades "apto") 
5.287.535,92 
6.481.567,35 
G 
Custeio ICG (resposabilidade venda de energia)  
2.469.803,57 
3.189.701,47 
J 
Desconto na TUST (J=F-G) 
2.817.732,35 
3.291.865,88 
Fonte: Nota Técnica nº 255/2016-SCT /ANEEL, de 21 de junho de 2016 
36. 
Para tanto, sugeriu: 
a) interromper a implantação das instalações de interesse restrito em 138 kV das Geradoras 
dos Complexos Aracati e Fortim; 
b) aprovar a alternativa D, com a consequente alteração do ponto de conexão das Usinas dos 
Complexos Aracati e Fortim, da Subestação Aracati III para o setor de 230kV da 
Subestação Russas II; 
c) fixar 24 meses para a implantação pelas Usinas dos Complexos Aracati e Fortim das 
instalações de interesse restrito para a conexão em 230kV na Subestação Russas II; 
d) fixar 120 dias para as Geradoras apresentarem projeto básico com a completa 
especificação das obras da alternativa D, os prazos de execução, os montantes já 
empregados na conexão original e os a serem despendidos para a implantação da 
alteração de conexão, para acompanhamento e fiscalização pela Superintendência de
Potência (MW)      Proporção potência
  89,2    43,64%
  115,2    56,36%
  204,4    100,00%
Resumo  Alupar (R$)
Investimento adicional estimado  57.296.782,40
Responsabilidades originais não realizadas  10.219.203,88
Responsabilidades originais realizadas e aproveitadas  1.643.911,59
Alienação de bens inservíves  10.252.078,57
Investimento adicional líquido (E=A-B-C-D)  35.181.588,35
Receita (E anualizado, conforme responsabilidades "apto")  5.287.535,92
Custeio ICG (resposabilidade venda de energia)  2.469.803,57
Desconto na TUST (J=F-G)  2.817.732,35

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Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE e pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF; 
e) instruir processo pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT para ressarcir os 
dispêndios em transmissão, por intermédio de desconto na TUST devida pelas Usinas dos 
Complexos Aracati e Fortim, a ser reajustado anualmente até 2035, e 
f) instruir processo pela Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG 
para alterar as características técnicas dos Empreendimentos em articulação com o 
Ministério de Minas e Energia – MME. 
37. 
Nas reuniões realizadas com esta Relatoria, tanto as Geradoras controladas pela Alupar quanto 
as controladas por Furnas questionaram e solicitaram a revisão dos valores do Banco de Preços da ANEEL 
relativos aos investimentos associados às linhas de transmissão em 230kV. 
38. 
Nota-se que a SCT, conquanto tenha utilizado o Banco de Preços mais atualizado 
(agosto/2015), para comparar os investimentos na mesma base, e estimado os investimentos com a mesma 
metodologia utilizada nas licitações de transmissão, recomendou fosse realizada, após a implantação e 
operação comercial das instalações de interesse restrito, fiscalização pela SFE e pela SFF dos investimentos 
realizados, em procedimento semelhante ao previsto nos Procedimentos de Rede para os reforços e melhorias 
no Sistema Interligado Nacional – SIN. Deve-se, portanto, indeferir os pedidos de revisão dos valores ora 
estimados, haja vista que serão oportunamente fiscalizados,  para o consequente ajuste nos valores dos 
ressarcimentos via desconto na TUST. 
39. 
As Geradoras controladas por Furnas solicitaram fossem fixados 36 meses, e não 24, para 
implantar as instalações de transmissão de interesse restrito em 230 kV para a conexão das Usinas do 
Complexo Fortim à Subestação Russas II. Argumentaram que, por serem sociedades controladas 
majoritariamente por Furnas, seriam obrigadas a observar regras licitatórias, o que demandaria mais tempo 
para efetivar a contratação de materiais e serviços necessários. 
40. 
A Procuradoria analisou a questão no Parecer nº 308, de 2016, do qual se transcrevem os 
seguintes trechos e as conclusões: 
 
14. 
Superada essa análise de caráter eminentemente técnico quanto ao prazo necessário 
para conexão ao SIN pelas próprias geradoras, fora do âmbito das atribuições desta

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Procuradoria – uma vez que à luz da Constituição Federal e do art. 1º da Lei Complementar 
nº 73, de 10 de fevereiro de 1993, incumbe a este órgão prestar consultoria sob o prisma 
estritamente jurídico – há que se apreciar a única motivação apresentada pelas integrantes 
do Complexo Fortim para realização do empreendimento em maior lapso temporal, qual seja: 
a submissão às regras licitatórias. Esse é o escopo do presente Parecer, ressalvando-se 
que incumbe à Diretoria da ANEEL, diante do caso concreto, e no exercício da 
discricionariedade administrativa, deliberar pela concessão de prazo mais longo ou 
não. 
 
 
15. 
O mérito administrativo pode alterar-se, bastando a mudança dos fatores de 
conveniência e oportunidade sopesados pela Administração no momento da decisão, a 
exemplo da conjuntura socioeconômica do país, da sobrecontratação de energia elétrica no 
ambiente regulado, da carência de energia na região, e tantos outros aspectos a serem 
levados em consideração. Daí porque o que é conveniente e oportuno hoje, pode não ser 
amanhã, não cabendo a esta Procuradoria imiscuir-se na discricionariedade 
administrativa. José Carvalho dos Santos Filho observa que até mesmo o Poder 
Judiciário não deve interferir na conveniência e oportunidade do ato administrativo, 
sob pena de violar o princípio da separação e independência de poderes, cabendo-lhe 
apenas verificar a conformação do ato com a lei e a observância do princípio da 
proporcionalidade lato sensu. Eis, portanto, a única questão a ser avaliada sob o aspecto 
jurídico: É razoável a motivação apresentada pelas requerentes? 
 
[...] 
 
III – CONCLUSÃO  
 
27. 
Diante de todo o exposto, conclui-se pela improcedência da única justificativa 
apresentada pelas integrantes do Complexo Fortim para realização do 
empreendimento em maior lapso temporal, uma vez que o art. 173 da Constituição 
estabelece de forma peremptória a sujeição das empresas estatais ao regime próprio das 
empresas privadas quanto a direitos e obrigações civis, comerciais, trabalhistas e tributárias, 
não permitindo qualquer tratamento privilegiado na negociação com o Poder Público, sob 
pena de desequilíbrio no setor econômico em que ambas as categorias atuam. 
 
 
28. 
Por oportuno, conforme já destacado nos itens 14 e 15 deste Parecer, a inexistência 
de justificativa do ponto de vista estritamente jurídico, não impede a Diretoria da ANEEL, 
diante do caso concreto, motivadamente e levando em consideração outros aspectos 
não avaliados por esta Procuradoria, deferir o pleito das requerentes, caso considere 
mais conveniente e oportuno a conexão ao SIN pelas próprias geradoras no prazo de 
trinta e seis meses do que a realização de nova licitação, por se tratar de 
discricionariedade administrativa. (grifos nossos) 
 
41. 
Percebe-se, portanto, que a rigor, não há impedimento ao deferimento do pleito apresentado 
pelas Usinas do Complexo Fortim, controladas por Furnas, haja vista que a solução alternativa para a conexão 
dos parques eólicos não caracteriza tratamento privilegiado não extensível às empresas da iniciativa privada.

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42. 
Com efeito, a solução alternativa resulta da confluência dos interesses da Administração 
Pública (ANEEL, MME, ONS e EPE) e dos agentes setoriais envolvidos. Assim, os 24 meses foram livre e 
espontaneamente aceitos pelas Geradoras do Complexo Aracati (Alupar) e não podem ser impostos 
unilateralmente às Geradoras do Complexo Fortim (Furnas), pois não há norma (legal ou contratual) que 
previamente determine sua observância. 
 
43. 
Aliás, caso não fosse do interesse das Geradoras controladas pela Alupar, os 24 meses 
igualmente não poderiam a elas ser impostos, devendo, no caso, ser pactuados mediante livre deliberação dos 
interessados. Não se está, no caso, diante de livre concorrência a ser prejudicada pela fixação de prazo 
diferenciado, não extensível às empresas da iniciativa privada, mas sim da busca de solução de menor custo 
global que viabilize a conexão dos parques eólicos no SIN e minimize os prejuízos dos consumidores. 
 
 
44. 
Dessa maneira, por considerar a vantagem demonstrada pela SCT nas Notas Técnicas nº 162 
e 255, ambas de 2016, julga-se que o prazo para implantar a conexão das Usinas do Complexo Fortim (Furnas) 
pode ser fixado em 36 meses. Deve-se, todavia, consignar que, uma vez livremente pactuado, o prazo para 
implantar as instalações de transmissão de interesse restrito torna-se obrigação das Geradoras. 
 
45. 
Quanto ao pedido de Furnas, para que fosse especificada a transformação da subestação 
elevadora em 2 x 75 MVA, e não 1 x 150 MVA, para incrementar a confiabilidade da rede de interesse exclusivo, 
comunga-se do entendimento apresentado pela SCT na Nota Técnica nº 162, de 2016, no sentido de que as 
Geradoras do Complexo Fortim podem, caso assim desejem, alterar a especificação e suportar os sobrecustos 
decorrentes, sem, todavia, reembolso. 
 
46. 
Assim, equacionado o escoamento da energia elétrica a ser gerada pelas Centrais de Geração 
Eólicas – CGE inscritas na Chamada Pública nº 1/2012 (Complexos Aracati e Fortim), passa-se à análise do 
mérito do pedido de concatenação apresentado pelas Usinas do Complexo Fortim.

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Pedido de concatenação das Usinas do Complexo Fortim  
47. 
Registra-se que as Geradoras do Complexo Fortim, controladas por Furnas, em substituição a 
requerimento anterior, solicitaram a concatenação do cronograma de implantação das Usinas com a 
disponibilização do sistema de transmissão necessário ao escoamento da energia elétrica. 
48. 
Observa-se que não há dúvidas quanto ao atraso na implantação do sistema de transmissão 
(Contrato de Concessão nº 13/2014-ANEEL, para implantar a ICG Subestação Aracati III) e que o tema  se 
encontra bastante amadurecido na Agência. 
49. 
Com efeito, encontra-se consolidado na jurisprudência administrativa deste Colegiado 
entendimento segundo o qual pedidos de alteração de cronograma devem ser analisados quanto aos seguintes 
aspectos: 
a) a presença de excludente da responsabilidade do agente pelo atraso, ou 
b) a conveniência e a oportunidade da alteração (interesse público) e a ausência de prejuízos 
a terceiros, mediante a regular observância aos compromissos comerciais assumidos pelo 
agente. 
50. 
No caso, verifica-se que as obras de transmissão já licitadas se encontram efetivamente 
atrasadas; por observar que as próprias Geradoras se dispõem a colaborar com a Administração Pública e 
realizar os investimentos necessários, para viabilizar o escoamento da energia elétrica, entende-se presente 
motivação suficiente para deferir os pedidos, embora estejam ausentes causas excludentes da 
responsabilidade das Requerentes7. 
51. 
Não se identifica sentido técnico ou econômico em se exigir que as Centrais Geradoras Eólicas 
estejam aptas a operar comercialmente, se a energia elétrica por elas produzida não pode ser escoada para o 
SIN devido à ausência das instalações de transmissão licitadas. 
                                                     
7 Registra-se que as próprias Requerentes, mediante petição (ver o SIC nº 48513.021139/2015-00), substituíram e desistiram dos 
argumentos apresentados em petição anterior (ver o SIC nº 48513.014231/2015-00).

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52. 
Logo, sob a ótica econômica, a postergação do cronograma de implantação das Centrais 
Geradoras Eólicas é benéfica para os consumidores, que não precisarão arcar com o pagamento da Receita 
Fixa, devida a partir do momento em que as Usinas se encontrem aptas a entrar em operação comercial8. 
53. 
Deve-se ainda ponderar a notória situação conjuntural de sobrecontratação generalizada das 
concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, que também recomenda a postergação 
das respectivas obrigações contratuais. 
54. 
Dessa maneira, na linha da jurisprudência administrativa deste Colegiado, não há óbices à 
alteração dos cronogramas físicos das Centrais Geradoras Eólicas para a data prevista para a operação 
comercial das instalações de transmissão, inclusive com igual deslocamento tanto do início quanto do término 
do suprimento previsto nos respectivos CCEARs, de modo a preservar os 20 anos contratados. 
55. 
Destaca-se que as Requerentes solicitaram prazo adicional de 3 meses, a contar da 
disponibilização das instalações de transmissão, para a entrada em operação comercial das Usinas. Tal prazo 
foi solicitado para realizar os procedimentos de testes dos 5 parques eólicos, que contaram com 60 
aerogeradores. 
56. 
Observa-se que os cronogramas originais das Usinas já previam aproximadamente 5 meses 
entre a entrada em operação em teste e a entrada em operação comercial da última Unidade Geradora. 
Acresce-se que, como a energia produzida pelas Centrais Geradoras Eólicas, durante o período de operação 
em teste, não é contabilizada para os CCEARs, deve-se incluir prazo adicional, para evitar indevida aplicação 
de penalidade por entrega de energia em montante inferior ao contratado. 
III. DIREITO 
57. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; 
c) Edital do Leilão nº 7/2011, tipo A-5. 
                                                     
8 Ver a Subcláusula 5.12 dos CCEARs por Disponibilidade (Eólica), vinculados ao Leilão nº 7/2011.

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IV. DISPOSITIVO 
58. 
Com fulcro nessa análise, considerando o que consta do Processo nº 48500.003923/2015-01, 
voto por aprovar a solução alternativa apresentada pela Superintendência de Concessões, Permissões e 
Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT para o escoamento da energia elétrica a ser produzida pelas 
Centrais de Geração Eólicas – CGEs inscritas na Chamada Pública nº 1/2012 (Complexos Aracati e Fortim) e: 
a) determinar a interrupção da implantação das instalações de interesse restrito em 138 kV 
das Centrais Geradoras Eólicas – CGEs denominadas EOL Goiabeira, EOL Ubatuba, EOL 
Santa Catarina, EOL Pitombeira, EOL Ventos de Horizonte (integrantes do Complexo 
Aracati), EOL São Januário, EOL Nossa Senhora de Fátima, EOL Jandaia, EOL São 
Clemente e EOL Jandaia I (integrantes do Complexo Fortim), cuja implantação e 
exploração foi autorizada, respectivamente, à Energia dos Ventos I S.A., à Energia dos 
Ventos II S.A., à Energia dos Ventos III S.A., à Energia dos Ventos IV S.A., à Energia dos 
Ventos X S.A. (sociedades controladas pela Alupar Investimento S.A. – Alupar), à Energia 
dos Ventos V S.A., à Energia dos Ventos VI S.A., à Energia dos Ventos VII S.A., à Energia 
dos Ventos VIII S.A. e à Energia dos Ventos IX S.A. (sociedades controladas por Furnas 
Centrais Elétricas S.A. – Furnas); 
b) aprovar a alteração do ponto de conexão das CGEs referidas na alínea “a” para a 
Subestação Russas II, em 230 kV; 
c) aprovar que a Energia dos Ventos I S.A., a Energia dos Ventos II S.A., a Energia dos 
Ventos III S.A., a Energia dos Ventos IV S.A. e a Energia dos Ventos X S.A. (sociedades 
controladas pela Alupar) implantem em conjunto linha de transmissão de interesse restrito 
em 230kV para conexão das CGEs denominadas EOL Goiabeira, EOL Ubatuba, EOL 
Santa Catarina, EOL Pitombeira e EOL Ventos de Horizonte na Subestação Russas II, em 
até 24 meses, contados da publicação desta decisão; 
d) aprovar que a Energia dos Ventos V S.A., a Energia dos Ventos VI S.A., a Energia dos 
Ventos VII S.A., a Energia dos Ventos VIII S.A. e a Energia dos Ventos IX S.A. (sociedades 
controladas por Furnas) implantem em conjunto linha de transmissão de interesse restrito 
em 230kV para conexão das CGEs denominadas EOL São Januário, EOL Nossa Senhora 
de Fátima, EOL Jandaia, EOL São Clemente e EOL Jandaia I na Subestação Russas II, 
em até 36 meses, contados da publicação desta decisão;

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e) determinar que os Agentes Setoriais referidos nas alíneas “c” e “d” apresentem à 
SCT/ANEEL, em até 120 dias, contados da publicação desta decisão, projeto básico com 
a completa especificação dos empreendimentos e dos respectivos cronogramas de 
implantação, bem como informem e comprovem os valores despendidos com a conexão 
original e os estimados com a nova conexão na Subestação Russas II; 
f) determinar que a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de 
Transmissão e Distribuição – SCT analise e aprove os projetos básicos apresentados; 
g) aprovar, desde já, desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST em favor 
das CGEs referidas na alínea “c” no valor provisório de R$ 2.817.732,35 e em favor das 
CGEs referidas na alínea “d” no valor provisório de R$ 3.291.865,88, ambos a preços de 
abril de 2016; 
h) determinar que a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE 
fiscalize a implantação das instalações previstas nos projetos básicos aprovados pela SCT, 
nos termos da alínea “f”; 
i) determinar que a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF, após a 
operação comercial das instalações de transmissão, tomando como referência os projetos 
básicos aprovados pela SCT, nos termos da alínea “f”, fiscalize os valores dispendidos 
pelas Geradoras para eventual ajuste, para mais ou para menos, nos descontos sobre a 
TUST referidos na alínea “g”; 
j) determinar à Superintendência de Gestão Tarifária – SGT que instrua processo 
administrativo visando aprovar os valores mensais dos descontos na TUST nos termos das 
alíneas “g” e “i” e 
k) determinar que a Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG, em 
articulação com o Ministério de Minas e Energia – MME, promova as alterações das 
características técnicas das Usinas referidas na alínea “a”. 
59. 
Voto ainda por conhecer do pedido de concatenação apresentado pelas Geradoras do 
Complexo Fortim, para, no mérito, dar-lhe parcial provimento para 
l) alterar o cronograma físico de implantação das Centrais Geradoras Eólicas denominadas 
EOL São Januário, EOL Nossa Senhora de Fátima, EOL Jandaia, EOL São Clemente e

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EOL Jandaia I (integrantes do Complexo Fortim), cuja implantação e exploração foram 
autorizadas, respectivamente à Energia dos Ventos V S.A., à Energia dos Ventos VI S.A., 
à Energia dos Ventos VII S.A., à Energia dos Ventos VIII S.A. e à Energia dos Ventos IX 
S.A. (sociedades controladas por Furnas), para determinar a operação comercial das 
Usinas em 1º de novembro de 2019, já incluídos 3 meses para operação em teste das 
Usinas; 
m) estabelecer que o período de suprimento dos Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEARs associados à participação no Leilão nº 7/2011 (A-5) das 
Centrais Geradoras Eólicas referidas na alínea “l” deverá ser iniciado em 1º de novembro 
de 2019 ou em data anterior, caso, após a disponibilização das instalações de transmissão, 
não seja necessário o uso da totalidade do prazo concedido na alínea “l”, mantido em todo 
caso o prazo de suprimento de 20 anos dos Contratos; 
n) determinar que as Geradoras referidas na alínea “l” renovem, em, no máximo, 30 dias antes 
do vencimento, as Garantias de Fiel Cumprimento referentes às Centrais Geradoras 
Eólicas referidas na alínea “l”, de forma que permaneçam válidas por, pelo menos, 3 meses 
após o início da operação comercial da última Unidade Geradora das respectivas Centrais 
Geradoras Eólicas, conforme definido no Edital do Leilão nº 7/2011 (A-5), e 
o) determinar à Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM 
que elabore minuta de Termo Aditivo aos CCEARs vinculados às Centrais Geradoras 
Eólicas de que trata a alínea “l”, para adequar as disposições contratuais à prorrogação 
estabelecida na mesma alínea “l”. 
Brasília, 26 de julho de 2016. 
 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor