VOTO 
PROCESSO: 48500.004739/2014-90. 
INTERESSADO: Santo Antônio Energia S.A. - SAESA, agentes de geração. 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos. 
RESPONSÁVEL: Diretoria – DIR. 
ASSUNTO: Pedido de Reconsideração contra o Despacho nº 4.825, de 16 de dezembro de 2014, 
interposto pela Santo Antônio Energia S.A. - SAESA. 
I - RELATÓRIO 
1. 
Em 10 de dezembro de 2007, o então Consórcio Madeira Energia, hoje Santo Antônio 
Energia S.A. – SAESA sagrou-se vencedor do Leilão nº 5/2007 para a compra de energia elétrica 
proveniente da UHE Santo Antônio. 
2. 
Em 12 de junho de 2008, a UHE Santo Antônio foi outorgada à SAESA, para início da 
operação comercial em 1º de dezembro de 2012, conforme consignado no Contrato de Concessão no 
001/2008 – MME, data posteriormente alterada para 15 de dezembro de 2011, nos termos do Segundo 
Termo Aditivo (2º TA), celebrado em 23 de agosto de 2010. 
3. 
De acordo com o Edital, a SAESA se comprometeu a comercializar 70% da garantia física 
no Ambiente de Contratação Regulado – ACR e o restante no Ambiente de Contratação livre – ACL. De 
acordo com os CCEAR1 celebrados, o início do período de suprimento deu-se à zero hora do dia 1o de 
janeiro de 2012, com duração de 30 anos. 
4. 
Pela Carta s/n, de 4 de setembro de 2014, a Saesa requereu à ANEEL que: 
a) fosse deferida medida cautelar para “[...] suspender a exigência e a oponibilidade à 
Requerente de qualquer contabilização, depósito, oneração, pagamento, liquidação 
ou garantia, imputação de multa, débito ou inadimplência, penalidade e/ou restrição 
de direitos em decorrência da distorcida apuração de Fator de Indisponibilidade (FID) 
praticada pela ANEEL durante período de motorização da UHE Santo Antônio (que se 
estenderá até a operação comercial de todas as suas 50 UGs) até a deliberação final 
de mérito dessa ANEEL acerca do presente Requerimento”, e 
b) “[...] somente seja exigível o índice de disponibilidade de referência de 99,5% para o 
momento em que se encontrem efetivamente instaladas e em operação comercial 
                                                     
1 Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado.

todas as 50 (cinquenta) unidades geradoras da UHE Santo Antônio, desonerando a 
futura e inicial aplicação do Fator de Indisponibilidade (FID) de qualquer incidência, 
efeito, ônus ou repercussão do Índice de Disponibilidade de Referência relativamente 
ao período de motorização anterior à instalação das 50 (cinquenta) unidades 
geradoras integrantes do referido empreendimento”. 
5. 
Pela Carta s/n, de 9 de outubro de 2014, a Saesa ratificou os pedidos já formulados e, 
adicionalmente, pleiteou que fossem consideradas na apuração do Fator de Indisponibilidade – FID “ [...] 
as diversas excludentes de responsabilidade representadas pela política de operação do Operador 
Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e, em particular, pelos eventos climáticos que desencadearam as 
ocorrências acima descritas e que comprometeram gravemente a efetiva disponibilidade das Unidades 
Geradoras desta UHE Santo Antônio”. 
6. 
Por intermédio da Carta s/n, de 12 de novembro de 2014, a SAESA confirmou os pedidos 
anteriormente oferecidos e acrescentou os relativos à apuração do FID, a qual deveria: 
a) assegurar a atribuição aos “valores faltantes” de todas as unidades geradoras do 
empreendimento, ainda que não instaladas, do índice de disponibilidade de referência; 
b) assegurar que não serão computadas nem imputadas à SAESA quaisquer 
indisponibilidades ocorridas durante o período de restrição hídrica; 
c) considerar as diversas excludentes de responsabilidade decorrentes da política de 
operação do ONS e, em particular, pelos: 
i. 
 eventos climáticos que desencadearam as ocorrências descritas (em 
especial, a notória e excepcional “cheia” verificada); 
ii. 
efeitos da ruptura do “Log Boom”2 (e dos demais eventos a elas associados) 
decorrente de determinação do ONS de rebaixamento da cota de operação 
da UHE Santo Antônio, comprometendo gravemente a efetiva disponibilidade 
das unidades geradoras da Usina. 
7. 
Pelo Despacho nº 4.825, de 16 de dezembro de 2014, a ANEEL conheceu e, no mérito, 
negou provimento ao requerimento administrativo apresentado pela SAESA acerca da não aplicação do 
FID no período de motorização da UHE Santo Antônio. Contudo reconheceu os expurgos de 
indisponibilidade associados à cheia excepcional do Rio Madeira e ao rompimento do “log boom" em 
decorrência do rebaixamento do nível do reservatório determinado pelo Operador Nacional do Sistema 
Elétrico – ONS, observando o limite de 21/10/2014 para as casas de força 1 e 2 e o limite de 10/11/2014 
para a casa de força 3. 
                                                     
2 Estruturas metálicas com o acoplamento de boias cilíndricas, que enfileiradas, ocupam os primeiros metros da profundidade 
de um reservatório para retenção de resíduos (madeiras, macrófitas e outros materiais flutuantes), evitando que cheguem ao 
gradeamento que protege a tomada d’água das turbinas de usinas hidrelétricas. Os resíduos presos às grades de proteção 
reduzem o fluxo da água e, consequentemente, a geração de energia.

8. 
Por meio da Carta s/n3, protocolada em 2 de janeiro de 2015, a SAESA encaminhou o 
Pedido de Reconsideração contra o Despacho nº 4.825, de 16 de dezembro de 2014, que negou 
provimento ao Requerimento Administrativo acerca da não aplicação do Fator de Indisponibilidade – FID 
no período de motorização da Usina Hidrelétrica Santo Antônio, conforme condições detalhadas. 
9. 
Em síntese, a SAESA requereu: 
i. a apuração do Fator de Indisponibilidade da UHE Santo Antônio observe, desde o início 
da operação da UHE Santo Antônio, os “valores declarados pelo empreendedor” e 
incorporados ao Edital do Leilão n° 05/2007 por determinação da Portaria MME n° 
293/07 (que adotou a Nota Técnica EPE-DEE-RE-117/2007-r1, da Empresa de 
Pesquisa Energética); 
 
ii. o índice de disponibilidade de referência de 99,5% somente se torne exigível caso seja: 
 
a) assegurada a redundância representada pelo conjunto de todas as Unidades 
Geradoras previstas para o empreendimento; 
b) assegurada a atribuição aos “valores faltantes” de todas as unidades geradoras 
do empreendimento (ainda que não instaladas) do índice de disponibilidade de 
referência; 
c) assegurado que não serão computadas nem imputadas a SAESA quaisquer 
indisponibilidades ocorridas durante o período de restrição hídrica; 
d) consideradas as diversas excludentes de responsabilidade representadas pela 
política de operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) que impeça 
a verificação da redundância ínsita aos referidos “valores declarados pelo 
empreendedor” como pressuposto da fixação do índice de disponibilidade de 
referência de 99,5%; e  
e) estabelecida uma classificação específica de paradas de UGs de forma a não 
imputar as indisponibilidades, para efeito de apuração do FID, em situações que 
fique descaracterizado o princípio de redundância (premissas do EVTE/Edital), 
considerando a Política Operativa estabelecida pelo ONS para despachar a UHE 
Santo Antônio. 
10. 
Na sessão de Sorteio Público Ordinário nº 01/2015, de 12 de janeiro de 2015, o processo 
foi a mim distribuído. 
11. 
Pelo Memorando nº 15/2015-ASD/ANEEL, a Assessoria do Diretor Relator solicitou a 
avaliação da SRG quanto à aplicabilidade da “Proposta de Metodologia para Avaliação de Aspectos 
Adicionais no Cálculo das Indisponibilidades da UHE Santo Antônio – Projeto x Operação”, encaminhada 
pelo ONS mediante Nota Técnica 0193/2014. 
                                                     
3 Doc. nº 48513.000019/2015-00.

12. 
Por meio da Nota Técnica nº 51/2015-SRG/ANEEL, de 8 de junho de 2015, a SRG 
encaminhou a análise da proposta do ONS para apreciação do Diretor Relator. 
13. 
Pelo Memorando nº 62/2016-DIR/ANEEL, de 17 de agosto de 2016, o Diretor Relator 
solicitou à SRG subsídios técnicos para a avaliação do Pedido de Reconsideração interposto por SAESA. 
14. 
Em 2 de setembro de 2016, a SRG emitiu a Nota Técnica nº 90/2016-SRG/ANEEL com a 
análise solicitada. 
15. 
Na reunião pública ordinária de 13/9/2016, em que relatei o Pedido de Reconsideração 
interposto pela SAESA, o Diretor Tiago de Barros Correia, em que pese ter acompanhado a decisão 
encaminhada por este Relator, instaurou divergência quanto à interpretação ao disposto na cláusula 
12.8.4.1 do Edital de Leilão da UHE Santo Antônio e no art. 3º, §§ 4º e 6º da Resolução Normativa - REN 
nº 688, de 2003. 
16. 
Na ocasião, estando o Colegiado com quórum mínimo, e diante da propositura de 
encaminhamento adicional àquele proposto pelo Relator, a votação não atingiu o número mínimo de três 
votos concordes, motivo pelo qual foi suspensa, aguardando momento oportuno, para conclusão do 
processo deliberativo. 
17. 
Nesse interregno, foram realizadas reuniões entre os agentes interessados com o Relator 
e os Diretores que não estiveram presentes na 34ª RPO, das quais participaram o ONS e a SRG, com o 
objetivo de melhor examinar alguns aspectos da instrução processual e de pontos suscitados na fase de 
discussão do assunto, mormente quanto aos impactos da política operativa do ONS para as usinas do 
Complexo do Madeira. 
18. 
Faço retornar os presentes autos para prosseguimento da votação no âmbito deste 
Colegiado, declinando, desde já, o meu posicionamento no sentido de ratificar o dispositivo proposto na 
34a RPO. As justificativas encontram-se colacionadas nos parágrafos finais da fundamentação ao Voto. 
19. 
É o relatório. 
II - FUNDAMENTAÇÃO 
20. 
Um dos principais objetivos dos sistemas elétricos de potência consiste na oferta confiável 
e eficiente de energia elétrica para os consumidores. A confiabilidade da oferta é assegurada, dentre tantos 
outros fatores, pela implantação de capacidade redundante de geração necessária para fazer frente às 
necessárias manutenções preventivas e às inesperadas saídas forçadas de unidades geradoras.

II.1 - O que foi contratado por SAESA 
21. 
Ao assinar o contrato de concessão, a SAESA assumiu o compromisso de manter a 
disponibilidade de sua Usina nos valores estipulados no edital e no contrato, sem prejuízo da aplicação do 
Mecanismo de Redução de Energia Assegurada - MRA. Tal mecanismo visa verificar se a Usina 
participante do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE cumpriu ou não os requisitos de 
disponibilidade considerados no cálculo da Garantia Física. Estas verificações são efetuadas através do 
cálculo de um fator equivalente à razão entre os índices de indisponibilidade verificados e os índices de 
referência. Um valor inferior a 1 para este fator significa que a Usina não cumpriu os requisitos de 
disponibilidade, e que sua Garantia Física será ajustada para refletir este descumprimento.  
22. 
A Resolução nº 688, de 2003, regulamentou o MRA, mediante a aplicação da seguinte 
formulação algébrica: 
 
 
Onde, 
Dispref = Disponibilidade de referência; 
TEIF = Taxa equivalente de indisponibilidade forçada; e 
IP = Indisponibilidade programada  
 
𝐷𝑖𝑠𝑝𝑣𝑒𝑟= (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎). ( 1 −𝑇𝐸𝐼𝑃) 
 
Onde, 
Dispver = Disponibilidade verificada; 
TEIFa = Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada; e 
TEIP = Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada. 
 
 
 
Onde, 
FID = Fator de Indisponibilidade 
23. 
A apuração da disponibilidade verificada é realizada com base na média móvel do 
histórico de 60 meses da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada – TEIFa e da Taxa 
Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP. Enquanto a usina não dispuser do histórico 
compatível de 60 meses, os valores faltantes são preenchidos com os valores de referência. Quando a 
apuração da disponibilidade verificada pela média de 60 meses for inferior ao valor de referência, a usina 
estará sujeita à aplicação do MRA, que constitui a multiplicação da garantia física – GF pelo FID.   
24. 
No caso da UHEs Santo Antônio, o valor de IP é zero e o de TEIF é 0,5%, que resulta em 
uma disponibilidade de referência de 99,5%. O principal pleito da SAESA refere-se à exigibilidade desse 
)
1(
)
1(
IP
TEIF
Dispref




ref
ver
Disp
Disp
FID 

índice de disponibilidade apenas após a entrada em operação comercial de todas as 50 (cinquenta) 
unidades geradoras da UHE Santo Antônio4.  
25. 
Exercício conduzido pela SRG, levando-se em conta cronograma de motorização, as 
condições hidráulicas do sítio, em termos médios mensais, e produção energética apurada é mostrado na 
Figura 1. Também se dispôs na figura estimativa do número de unidades que efetivamente produziram 
energia mensalmente, em função do montante energético registrado para a usina e da premissa de que o 
despacho conduzido pelo ONS observara a maximização da geração de energia segundo uso ótimo 
(eficiente) das unidades geradoras.  
 
Figura 1 – Histórico operativo de disponibilidade de unidades operativas da UHE Santo Antônio 
26. 
Esse estudo mostra que, via de regra, a usina teve dificuldades em entregar toda a energia 
disponível no sítio. Note-se, também, que no início da motorização (primeiros dois anos e meio), tendo em 
vista o potencial hidráulico natural disponível do sítio e a potência unitária relativamente baixa de cada 
unidade geradora, o despacho ótimo sempre seria a totalidade de unidades em operação comercial.  
27. 
Independentemente do mecanismo causador das unidades paradas, recorrentemente 
unidades geradoras em operação comercial instaladas estiveram indisponíveis para a produção de 
energia, o que comprometeu a produção e entrega da energia contratada segundo os critérios de 
planejamento firmados à época, positivados no respectivo contrato de concessão.  
28. 
Importante mencionar que no Edital de Leilão da UHE Santo Antônio estabeleceu-se que, 
durante a fase de motorização, a usina estaria sujeita à aplicação do MRA, ou seja, à aplicação do Fator 
                                                     
4

de Disponibilidade – FID, caso não se atinja a disponibilidade de referência (99,5%), como pode ser 
observado a seguir: 
12.8.4.1 Caso o índice de disponibilidade verificada da UHE Santo Antônio seja inferior ao 
valor de referência considerado no cálculo da respectiva garantia física, a usina estará 
sujeita à aplicação de Mecanismo de Redução da Energia Assegurada (MRA). Durante a 
fase de motorização estarão sujeitas à aplicação do MRA apenas as unidades 
geradoras em operação comercial, ressaltando-se que uma usina hidrelétrica em fase 
de motorização é aquela cujo quantitativo de unidades em operação comercial é inferior ao 
número da unidade base. 
12.8.4.2 O ONS irá apurar mensalmente os índices de disponibilidade verificado da UHE 
Santo Antônio, com base na Resolução ANEEL n. 688, de 24 de dezembro de 2003, ou 
regulamentação específica que venha a substituí-la. (grifou-se). 
29. 
Portanto, isentar a SAESA da obrigação assumida em contrato oneraria terceiros, a saber: 
demais usinas hidráulicas no âmbito do MRE e consumidores de energia, os quais assumem o resultado 
no MRE de Itaipu e das usinas que renovaram as concessões nos termos da Lei 12.783/13. Estimativas 
da SRG preveem impacto superior a R$ 400 milhões, tomados somente no período de março de 2012 até 
maio de 2014.  
30. 
Nenhum dos documentos citados por SAESA, com especial destaque para o Edital do 
Leilão n° 05/2007, a Portaria MME n° 293/07, que aprovou as diretrizes para o Leilão de compra de energia 
elétrica proveniente da UHE Santo Antônio, a Nota Técnica EPE-DEE-RE-117/2007-r1, o Ofício n° 
1.116/2007-SGH/ANEEL, que solicitou esclarecimentos sobre os valores de TEIF e IP declarados, ou 
ainda o Relatório Complementar PJ0633-V-H00-GR-RL-003-0, que apresentou os esclarecimentos 
solicitados, autoriza a interpretação sustentada pela SAESA de que somente seja exigível o índice de 
disponibilidade de referência de 99,5% para o momento em que se encontrassem efetivamente instaladas 
e em operação comercial todas as 50 (cinquenta) unidades geradoras da Usina. 
31. 
Por essas mesmas razões, não merece prosperar a “Proposta de Metodologia para 
Avaliação de Aspectos Adicionais no Cálculo das Indisponibilidades da UHE Santo Antônio – Projeto x 
Operação”, constante da Nota Técnica 0193/2014, que propôs uma metodologia de cálculo para a 
disponibilidade de referência no período de motorização que não corresponde àquela prevista no Edital.   
32. 
Nesse ponto, acompanho as conclusões da Nota Técnica nº 51/2015-SRG/ANEEL, pelo 
não acolhimento dessa proposta uma vez que os critérios sugeridos não têm suporte nos atos 
administrativos que conformaram o Leilão da UHE Santo Antônio. 
33. 
Ainda que o próprio Edital não contivesse disposição expressa em sentido contrário à 
pretensão da SAESA, qualquer interpretação que pretendesse alocar os custos decorrentes da 
insuficiência de desempenho das unidades geradoras da UHE Santo Antônio aos demais participantes do 
MRE esbarraria no art. 24 do Decreto 2.655/1998, que prevê que os riscos de indisponibilidade de natureza 
não hidrológica das usinas de geração hidrelétrica, como é o caso da UHE Santo Antônio, serão assumidos 
individualmente pelas usinas participantes, não sendo, portanto, cobertos pelo MRE.

34. 
Para defender seu pretenso direito a não aplicação do FID durante a fase de motorização, 
a SAESA invoca um suposto princípio que a própria Interessada teria extraído das diretrizes para o Leilão 
da Usina, o qual denomina de “Princípio da Redundância”. 
35. 
Entretanto, a interpretação das diretrizes que balizaram a definição das taxas de 
referência para a UHE Santo Antônio não pode contradizer o texto do próprio Edital nem as disposições 
regulamentares já consagradas no setor.  
36. 
Portanto, não se pode confundir a questão da metodologia de apuração do FID aplicável 
ao longo da vigência do contrato de concessão, que inclui o período de motorização, com a questão da 
exigibilidade do FID durante o período de motorização da usina. A duração do período de motorização era 
conhecida e o Edital dispunha expressamente que o FID seria aplicado nesse período. Portanto, a SAESA 
dispunha de todos os elementos para a correta precificação da condição editalícia.  
II.2 - Como foram estimadas as taxas de referência utilizadas pela UHE Santo Antônio 
37. 
No que se refere às Taxas de Referência, para as usinas hidrelétricas despachadas 
centralizadamente, usualmente são utilizadas as taxas apuradas conforme procedimentos do Comitê 
Nacional Brasileiro da CIER – BRACIER e agrupados por faixa de potência de máquina.. 
38. 
Entretanto, a definição das taxas de referência utilizadas para a UHE Santo Antônio levou 
em consideração o regime fluvial do rio Madeira – que apresenta períodos de cheia e de estiagem bem 
definidos –, assim como a grande motorização da Usina.  
39. 
O regime fluvial permite observar que, em anos secos e médios, seria possível dispor de 
até sete meses – junho a dezembro – e, em anos úmidos, seria possível dispor de no mínimo quatro meses 
- agosto a novembro - para a realização dos serviços de manutenção programada, sem interferir na 
produção energética. 
40. 
Com efeito, a SAESA informa que a taxa de referência para a indisponibilidade forçada 
também foi calculada com base em premissas constantes do Relatório Complementar PJ0633-V-H00-GR-
RL-003-0, com a utilização da energia média anual considerando apenas a disponibilidade hídrica, 
descontando-se a energia média anual produzida pelas unidades disponíveis. 
41. 
Decorre dessa premissa, que a classificação de unidade geradora como indisponível seria 
devida quando houvesse vertimento turbinável. Sob essa lógica, a ocorrência de saídas forçadas, desde 
que houvesse unidades geradoras para turbinar toda a disponibilidade hídrica existente, não 
comprometeria a garantia física da usina via aplicação do FID, não restando efeitos de redução da energia 
alocada no âmbito do MRE. 
42. 
Se por um lado essa premissa foi validada para a apuração da indisponibilidade 
programada, por outro permanece a controvérsia em relação a como proceder nos casos de 
indisponibilidade forçada.

43. 
Mediante a Nota Técnica nº 090/2016-SRG/ANEEL, a SRG revisitou o tema e concluiu 
que a TEIF apurada somente poderá corresponder à TEIF de referência se, e somente se, o critério de 
apuração for o mesmo utilizado na definição da referência. 
44. 
A manifestação da SRG deriva do exame da metodologia de apuração de 
indisponibilidades de unidades geradoras e sua aplicabilidade ao caso concreto em consonância com a 
documentação atinente ao Edital de Leilão nº 5/2007, notadamente metodologia de cálculo de garantia 
física consubstanciada na Portaria MME nº 293/2007, o que resultou no entendimento de que o expurgo 
das horas de parada forçada deve ocorrer sempre que as unidades geradoras não forem necessárias para 
o Sistema Interligado Nacional – SIN.  
Questionamento 109: 
De acordo com os Procedimentos de Rede em vigor, o agente de geração deve comunicar 
as Indisponibilidades de suas unidades geradoras ao ONS e o ONS deve apurar 
mensalmente o Índice de disponibilidade verificada da usina. De acordo com as Regras de 
Mercado, se esse índice for Inferior ao valor de referência considerado no cálculo da 
energia assegurada, a Usina estará sujeita à redução de sua Energia Alocada, de acordo 
com a Resolução ANEEL n. 688/2003. Assim, questiona-se: 
(i) se qualquer manutenção realizada nas unidades da UHE Santo Antônio irá sujeitar a 
usina a penalidades do MRA, já que o IP de referência é 0,0%, mesmo que as unidades 
não sejam necessárias ao sistema no período de manutenção (estação seca, por 
exemplo)? 
(ii) Em todo o mês que o índice de disponibilidade verificada for Inferior ao de referência 
(99,5%) haverá redução da Energia Alocada da usina? 
Esclarecimento 109: 
 (i) Para esta UHE somente serão computadas pelo ONS para efeitos de apuração da 
taxa de indisponibilidade, as manutenções realizadas durante o período em que a 
unidade geradora estiver despachada pelo Operador em função de sua necessidade 
para o Sistema Interligado Nacional, portanto, somente neste caso, a usina poderá 
incorrer em penalidades no MRA. 
(ii) Sim, em todo mês que o índice de disponibilidade verificado nos últimos 60 meses for 
inferior ao de referência, respeitada a resposta dada no item (i) do questionamento. 
Questionamento 143: 
Está definido no anexo I ao CCEAR - Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no 
Ambiente Regulado, como referências da Usina, os valores de IP = 0 (Índice de 
indisponibilidade programada) e TEIF = 0,5% (Taxa equivalente de indisponibilidade por 
falha). Nestas circunstância, a disponibilidade contratada será de 99,5 %, não deixando 
qualquer margem para que sejam realizadas intervenções preventivas nas unidades 
geradoras. Entende-se que, para cálculo de penalidades decorrentes do não cumprimento 
deste índice de disponibilidade, serão considerados disponíveis o número de horas das 
unidades necessárias para a produção de energia de acordo com o despacho centralizado 
do ONS e que, para as unidades não despachadas pelo ONS, não serão computadas as 
horas nas quais as mesmas estarão indisponíveis. Pede-se confirmar o entendimento 
exposto acima.

Esclarecimento 143: 
Sim. Para esta UHE somente serão computadas pelo ONS para efeitos de apuração 
da taxa de indisponibilidade, as manutenções realizadas durante o período em que a 
unidade geradora estiver despachada pelo Operador em função de sua necessidade 
para o Sistema Interligado Nacional, portanto, somente neste caso, a usina poderá 
incorrer em penalidades no MRA. 
45. 
Entende a SRG que o incremento de GF associado a adoção de disponibilidade de 99,5% 
em vez de 97,467%, conforme preconizado pelo BRACIER à época5, somente será alocado à UHE Santo 
Antônio se houver a equalização dos critérios de apuração e planejamento. A ausência dessa equalização 
resulta em saldo positivo para o MRE.  
46. 
A SRG estimou a diferença entre GF e Energia Alocada pelo MRA para a UHE Santo 
Antônio de cerca de 14 MWm6 mediante simulações energéticas conduzidas no modelo MSUI7, 
considerando o TEIF de referência vigente à época da realização do certame8. Em condições ideais9, o 
MRE teria um saldo estrutural positivo de 14MWm, em virtude de uma retenção de energia teoricamente 
passível de ser produzida na Usina, mas cuja regra de alocação, não lhe restitui, fazendo com que esse 
volume seja percebido por todos os integrantes do mecanismo. 
47. 
A Nota Técnica nº 090/2016-SRG/ANEEL, ao analisar os diferentes critérios de apuração 
de indisponibilidades, identificou que o Planejamento Setorial utilizou métrica calcada na disponibilidade 
hídrica em contraponto ao critério de confiabilidade previsto na REN 614. 
48. 
Nesse sentido, ressalta-se que o critério “necessidade do sistema” examinado na referida 
Nota Técnica sob a ótica energética foi atrelado à disponibilidade hídrica do sítio. Contudo, a “necessidade 
do sistema” também abarca requisitos de natureza elétrica, os quais devem ser atendidos em razão de 
critérios de segurança, estabilidade e confiabilidade da operação, fatores igualmente importantes. 
49. 
Por conseguinte, as unidades geradoras adicionais despachadas por razões elétricas 
também deverão ser consideradas no cálculo dos índices de disponibilidade (TEIFa e IP), a exemplo do 
que ocorre com a demais usinas hidrelétricas do SIN. Tal medida se faz necessária uma vez que a única 
exceção prevista nos documentos que balizaram o cálculo da Garantia Física utilizada no Edital nº 5/2007 
foi aquela relativa à disponibilidade hídrica, conforme detalhado na Nota Técnica nº 090/2016-
SRG/ANEEL. 
50. 
Assim, se o despacho eletroenergético ótimo conduzir a operação de 15 unidades 
geradoras, a eventual saída forçada de qualquer delas, somente não será computada como 
                                                     
5 Mantém-se premissa do índice IP em 0% e leva-se em conta o índice TEIF do BRACIER à época vigente, de 2,533%. 
6 Em termos de energia firme. 
7 Segundo configuração hidráulica do sistema hidrelétrico disposta por ocasião da celebração do Leilão A-5/2015. 
8 Índice do BRACIER de 2,533%. 
9 Aplicando-se ferramental analítico e computacional classicamente adotados no setor em análises dessa natureza, em cujas 
análises pressupõem-se condições de contorno idealizadas.

indisponibilidade se for substituída por outra unidade geradora reserva, de modo a não comprometer o 
quantitativo de máquinas requerido pelo SIN. 
II.3 - Controvérsia Judicial 
51. 
Haja vista o ajuizamento de ação pela SAESA em face da ANEEL e da CCEE e as 
consequentes decisões proferidas em sede de liminar referente ao conjunto de indisponibilidades de 
unidades geradoras que devem ser consideradas no cálculo das taxas equivalentes de indisponibilidade 
da UHE Santo Antônio, o ONS passou a enviar para a CCEE dois conjuntos de valores para TEIFa e TEIP: 
o primeiro com base nas regras vigentes e o segundo com base nas determinações judiciais. 
52. 
As decisões judiciais, ainda em caráter liminar, divergem da regulamentação prevista na 
REN 614, assim como dos ajustes sugeridos pela Nota Técnica nº 90/2016-SRG/ANEEL. Com efeito, 
cumpre esclarecer em que medida esses encaminhamentos são distintos. 
53. 
Em síntese, a REN 614 determina o cômputo de qualquer indisponibilidade forçada, 
independentemente da necessidade do Sistema. Pelo encaminhamento aqui proposto devem ser 
consideradas as indisponibilidades que impactem a necessidade do Sistema Interligado Nacional. Já a 
decisão judicial prevê o cômputo das indisponibilidades somente das unidades que estiverem 
despachadas pelo ONS. 
54. 
Suponha-se, por exemplo, que 20 das 50 unidades geradoras da UHE Santo Antônio 
estejam em manutenção devido a saída forçada e que o sistema demande 40 unidades geradoras. Nesse 
contexto, o ONS somente poderia despachar 30 UGs, pois 20 estaria em manutenção. Pela REN 614, 20 
UGs seriam tituladas como indisponíveis. Pelo critério proposto neste Voto, apenas 10 UGs seriam 
tituladas como indisponíveis (40 – 30). Pela decisão judicial, nenhuma UG seria titulada como indisponível, 
pois o ONS teria despachado somente as 30 UGs que poderiam ser efetivamente despachadas. 
55. 
Por absurdo, se, nesse mesmo exemplo, as 50 UGs estivessem em parada forçada, as 
50 unidades seriam registradas como indisponíveis para operação pela REN 614, enquanto que, pelo 
critério aqui proposto 40 unidades seriam tituladas como indisponíveis. Entretanto, na visão do Poder 
Judiciário, nos termos da decisão exarada, como haveria 50 unidades geradoras paradas, nenhuma 
unidade se encontraria despachada pelo ONS, implicando indisponibilidade nula (ou disponibilidade plena) 
para quaisquer das 50 UGs. 
56. 
Não obstante, como o processo administrativo não se confunde com o processo judicial, 
tramitando de modo independente, compete à Agência decidir o Pedido de Reconsideração com base no 
melhor entendimento técnico e regulatório da questão. 
II.4 - Condicionantes para a exigibilidade da taxa de referência de 99,5% contratada por SAESA 
57. 
Em seu pedido de reconsideração a SAESA pleiteou a fixação de condicionantes sem os 
quais, no entender da Concessionária, não seria exigível o índice de disponibilidade de referência de 
99,5%.

58. 
A primeira condicionante concerne à redundância representada pelo conjunto de todas as 
unidades geradoras previstas para o empreendimento. Esse argumento foi explorado na Seção II.1 que 
discorreu sobre os compromissos de disponibilidade contratados pela SAESA. Foi demonstrado que a 
SAESA faz uma leitura extensiva dos documentos que embasaram o Edital para criar um “Princípio da 
Redundância ” que somente a ela é aplicável e que desconsidera a práxis regulatória e conceitos já 
consagrados no Setor. A Seção II.2 recomenda o ajuste da regra de expurgo de modo a compatibilizá-la 
com o critério adotado pelo Planejamento Setorial. Contudo, aplica-se a regra a todo o período da 
concessão, inclusive motorização. Portanto, não merece prosperar a condicionante nos termos pleiteados.  
59. 
A segunda condicionante diz respeito à atribuição aos “valores faltantes” de todas as 
unidades geradoras do empreendimento (ainda que não instaladas) do índice de disponibilidade de 
referência. Nesse aspecto, a SAESA reitera pedido já formulado e denegado pela Diretoria da ANEEL, a 
saber adotar nova interpretação para o art. 3º, § 6º da REN 688/2003. A Nota Técnica nº 040/2014-SRG-
SEM/ANEEL, de 11/07/2014, esclareceu que a mudança na base de cálculo das indisponibilidades, de 
média de 60 meses dos índices, para média acumulada das horas de indisponibilidade deu-se somente 
pelo fato de que os meses têm quantidade diferentes de dias, porquanto não possuía qualquer relação 
com a fase de motorização das usinas. Nesse sentido, acompanho o entendimento da SRG de que não 
cabe retroação da REN 614/2014. Os critérios da REN 688/2003 aplicáveis às indisponibilidades de usinas 
hidrelétricas eram plenamente conhecidos à época da realização do Leilão. Por sua vez, os documentos 
que balizaram o Edital não permitem inferir as mudanças pleiteadas pela SAESA, de sorte que essa 
condicionante também não merece acolhimento. 
60. 
O terceiro requisito pleiteado por SAESA concerne ao expurgo de quaisquer 
indisponibilidades ocorridas durante períodos de restrição hídrica. A Seção II.2 analisou como foram 
estimadas as taxas de referência utilizadas pela UHE Santo Antônio a partir dos documentos utilizados 
pelo Planejamento Setorial para definir a garantia física da Usina e como esses critérios foram retratados 
no Edital de Leilão nº 5/2007. Concluiu-se que na apuração dos índices de indisponibilidade forçada devem 
ser consideradas as indisponibilidades que impactem a necessidade do Sistema Interligado Nacional, 
decorrentes do planejamento eletroenergético do sistema. Isso porque não apenas a disponibilidade 
hídrica pauta a otimização conduzida pelo ONS. Aspectos de segurança, estabilidade e confiabilidade são 
fatores igualmente importantes. Portanto concluo por acatar parcialmente dessa condicionante.  
61. 
O quarto condicionante suscitado por SAESA é relativo ao expurgo das “diversas 
excludentes de responsabilidade representadas pela política de operação do Operador Nacional do 
Sistema Elétrico (ONS) que impeça a verificação da redundância ínsita aos referidos “valores declarados 
pelo empreendedor” como pressuposto da fixação do índice de disponibilidade de referência de 99,5%”. 
Novamente, busca a SAESA que a ANEEL fixe uma normatividade exclusiva para a UHE Santo Antônio 
que não existe para nenhuma usina hidrelétrica do SIN. A análise de expurgos de ocorrências compete ao 
ONS dentro dos moldes fixados na REN 614. Eventuais controvérsias entre o Agente e o ONS podem ser 
encaminhadas à ANEEL para análise. Não se mostra razoável buscar soluções “a priori” para os casos 
omissos.  
62. 
O último condicionante, de modo semelhante ao anterior, concerne ao estabelecimento 
de “uma classificação específica de paradas de UGs de forma a não imputar as indisponibilidades, para 
efeito de apuração do FID, em situações que fique descaracterizado o princípio de redundância (premissas

do EVTE/Edital), considerando a Política Operativa estabelecida pelo ONS para despachar a UHE Santo 
Antônio”. Já foi esclarecido que o denominado “Princípio da Redundância” não possui amplitude 
sustentada pela SAESA. Caso o ONS avalie ser necessário a adoção de uma classificação específica para 
cumprir eventuais determinações da ANEEL sobre o tema, poderá fazê-lo nas Rotinas Operacionais. 
63. 
Quanto aos pontos suscitados na fase de discussão da matéria durante a 34a RPO, teço 
os seguintes esclarecimentos. 
64. 
A proposta do Diretor Tiago de Barros Correia, caso aceita pela Diretoria Colegiada, 
conduziria ao provimento do pleito relativo à incorporação dos valores faltantes de disponibilidade das 
unidades geradoras da usina, durante a fase de motorização, para efeitos de composição do seu FID. 
65. 
Com todo respeito à argumentação apresentada, ratifico o posicionamento manifesto no 
item 59 deste Voto. Ressalta-se que o leilão foi realizado em dezembro de 2007 enquanto a REN 688 foi 
editada em dezembro de 2003. Após cinco anos de vigência, os critérios aplicáveis às indisponibilidades 
de usinas hidrelétricas eram de conhecimento amplo. Ademais, essa discussão não foi objeto dos 
documentos editalícios, ao contrário do que ocorreu com a discussão acerca do cálculo das taxas de 
referência, conforme apresentado ao longo do Voto. Portanto, nem o Edital, nem a REN 688/2003, 
autorizam outra interpretação que não aquela aplicada a todos os geradores hidrelétricos de modo 
isonômico. 
66. 
Por fim, cumpre examinar a questão trazida pela SAESA, em reuniões realizadas após a 
34a RPO, no que concerne ao tratamento da indisponibilidade por saída forçada de unidade geradora, 
levando em consideração requisitos fixados pelo ONS no âmbito do planejamento e da programação da 
operação elétrica. 
67. 
Em função de requisitos de segurança elétrica, para cada fase de operação do sistema 
de transmissão do Complexo do Madeira, é definido um número mínimo de UGs que devem estar 
energizadas entre as usinas de Santo Antônio e Jirau, em função da quantidade de filtros presentes no 
barramento de 500 kV da SE Coletora de Porto Velho e da potência transmitida no elo de corrente contínua 
e no back-to-back. 
68. 
Em resumo, para o funcionamento das duas estações conversoras Back-to-back (400 + 
400 MW), sem os bipolos energizados, são necessárias dez UGs nas UHEs Santo Antônio e Jirau. Já para 
o funcionamento conjunto com o elo de corrente contínua, a necessidade nas duas usinas pode variar de 
13 UGs (com um único bipolo e baixa potência) a 85 UGs (com os dois bipolos e transmitindo mais de 
4500 MW) para atender os requisitos eletroenergéticos do SIN. 
69. 
Ocorre que, de acordo com informações prestadas pelo Operador, esses requisitos de 
cunho elétrico são preferencialmente alocados equitativamente entre as duas usinas, de modo que, 
conservadoramente, pode-se afirmar que seriam minimamente demandadas cinco unidades da usina de 
Santo Antônio (sem a operação dos bipolos) e sete unidades, caso o elo de corrente contínua necessite 
ser energizado. Ademais, informou também o Operador que, via de regra, o requisito elétrico da rede de 
transmissão do rio Madeira cresce em sintonia com o aumento da potência hidráulica gerada.

70. 
Não obstante o exposto, os mesmos cálculos energéticos desempenhados pela SRG no 
âmbito da NT nº 90/2016 deram conta de que, de acordo com os registros hidrológicos conhecidos à época 
do Leilão, a expectativa relacionada ao número mínimo de unidades demandadas da UHE Santo Antônio 
seria de oito unidades, de tal sorte que, como regra, não se vislumbra qualquer ultrapassagem dos 
requisitos elétricos ordinários sobre aqueles de ordem puramente energética no que tange ao número de 
unidades necessárias à operação do sistema sob todas as suas vertentes: segurança, confiabilidade, 
eficiência, economicidade.  
71. 
Com efeito, de modo a não restar dúvida sobre o que venha a ser requisitos 
eletroenergéticos ordinários do sistema definidos neste Voto, traz-se à discussão definição positivada nos 
próprios procedimentos de rede do ONS, submódulo da programação diária da operação 
eletroenergética10. Desse caderno operacional, consta esta definição para o escopo da programação 
eletronergética do SIN: 
2.2 A programação diária da operação eletroenergética tem como objetivo o 
estabelecimento dos programas diária de carga, geração e intercâmbios, para garantir 
a otimização energética dos recursos de geração e a segurança operacional do SIN. 
Para tal considera-se: 
(a) políticas e diretrizes do PMO e suas revisões semanais; 
(b) restrições elétricas entre subsistemas e intra-subsistemas; 
(c) cronogramas de manutenção de unidades geradoras; 
(d) programas de intervenções em instalações da rede de operação; 
(e) restrições hidráulicas, ambientais e de usos múltiplo das águas, incluindo controle 
de cheias; 
(f) características e restrições em instalações e equipamentos. 
72. 
Com efeito, de modo a se manter o equilíbrio entre as condições planejadas e aquelas 
efetivamente executadas, considerando ainda a premissa de não trazer qualquer impacto para os demais 
agentes do MRE, atendidos os requisitos eletroenergéticos acima destacados, não devem ser apuradas 
quaisquer indisponibilidades decorrentes de saídas forçadas da UHE Santo Antônio para efeitos de 
constituição de seu respectivo índice TEIFa.  
III– DO DIREITO 
73. 
A análise contida neste Voto está fundamentada nos seguintes diplomas legais, 
regulamentares e normativos: 
                                                     
10 Submódulo 8.1.

a) Inciso XIX do art. 3º da Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada 
pela Lei 10.848, de 15 de março de 2004; 
b) Parágrafo único do art. 2º e dos incisos IX e XVI do art. 4º do Anexo I do Decreto 
2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) Decreto 2.655, de 2 de julho de 1998; 
d) Portaria MME 293/2007; 
e) Portaria SPE/MME nº 94, de 4 de novembro de 2013; 
f) Resolução Normativa nº 614, de 3 de junho de 2014; 
g) Edital de Leilão nº 05/2007; 
h) Nota Técnica EPE-DEE-RE-117/2007-r1. 
IV - DISPOSITIVO 
74. 
Do exposto e considerando o que consta do Processo nº 48500.004739/2014-90, decido 
por conhecer do Pedido de Reconsideração contra o Despacho nº 4.825, de 16 de dezembro de 2014, 
interposto pela SAESA, para no mérito: 
a) indeferir o pedido de não aplicação do Fator de Indisponibilidade – FID no período de 
motorização da Usina Hidrelétrica Santo Antônio; 
b) deferir parcialmente o pedido de fixação de condicionantes para a exigibilidade do 
índice de disponibilidade de referência de 99,5%, para autorizar o ONS a expurgar as 
horas de paradas forçadas das unidades geradoras não necessárias ao atendimento 
dos requisitos eletroenergéticos do Sistema Interligado Nacional – SIN.  
c) para efeito do expurgo previsto na alínea “b”, consideram-se as unidades geradoras 
cuja saída forçada não comprometa a plena conversão energética da disponibilidade 
hidráulica do sítio 
 
Brasília, 16 de novembro de 2016. 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor