VOTO 
PROCESSO: 48500.004018/2021-17 
INTERESSADOS: Ministério de Minas e Energia – MME e Agentes do Setor Elétrico e Público 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
RESPONSÁVEL: Secretaria Executiva de Leilões – SEL, Superintendência de Regulação Econômica e 
Estudos do Mercado – SEM e Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG. 
ASSUNTO: Aprovação do Edital do Leilão nº 11/2021-ANEEL, denominados “Leilão de Reserva de 
Capacidade, de 2021”, destinado a contratar potência e energia elétrica associada proveniente de 
empreendimentos de geração novos e existentes, de fonte termelétrica, com início de suprimento em 
2026 e 2027, consolidados após avaliação das contribuições apresentadas na Consulta Pública nº 63/2021. 
 
I. 
R E L A T Ó R I O 
1. 
A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, conforme disposto nos arts. 3º e 3º-A, estabelece a 
possibilidade de contratação de energia elétrica ou de reserva de capacidade. 
2. 
O Decreto nº 10.707, de 28 de maio de 2021, que regulamenta a contratação de reserva de 
capacidade, na forma de potência, determina que sua contratação objetiva atender a necessidade de 
potência requerida pelo Sistema Interligado Nacional – SIN e será realizada por meio de leilões 
promovidos pela ANEEL, direta ou indiretamente, observadas as diretrizes estabelecidas pelo Ministério 
de Minas e Energia, a partir de empreendimentos novos e existentes. 
3. 
Mediante a Portaria nº 20/GM/MME, de 16 de agosto de 2021, o Ministério de Minas e Energia 
- MME estabeleceu as diretrizes para se realizar o Leilão para Contratação de Potência Elétrica e de 
Energia Associada, a partir de empreendimentos de geração, novos e existentes, que acrescentem 
potência elétrica ao Sistema Interligado Nacional - SIN, denominado “Leilão de Reserva de Capacidade, 
de 2021”. 
4. 
A portaria definiu a contratação de dois produtos:

a) Produto Energia: no qual o compromisso de entrega consiste em energia elétrica associada 
à geração inflexível, em MWmédio, contratado na modalidade quantidade; 
b) Produto Potência: no qual o compromisso de entrega consiste em disponibilidade de 
potência, em MW, com característica de flexibilidade operacional. 
5. 
Na 36ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 28 de setembro de 2021, a Diretoria Colegiada 
da ANEEL deliberou pela instauração da Consulta Pública n° 63/2021, por intercâmbio documental, no 
período de 29 de setembro e 19 de outubro de 2021, com o objetivo de colher subsídios para o 
aperfeiçoamento da proposta do Edital e respectivos Anexos do Leilão de Geração no 11/2021, Leilão de 
Reserva de Capacidade, de 2021. 
6. 
A sistemática a ser empregada no Leilão foi definida pela Portaria nº 29/GM/MME, de 20 de 
outubro, de 2021. 
7. 
Em 28 de outubro de 2021, o ONS enviou à ANEEL correspondência1, na qual apresentou os 
parâmetros de referência para a operação de usinas termelétricas, que constituem requisitos de 
flexibilidade operativa para atendimento à totalidade dos despachos estabelecidos na programação 
diária, conforme determinado no art. 10 da Portaria nº 20/GM/MME. 
8. 
As contribuições oferecidas por agentes e instituições no âmbito da CP nº 63/2021 foram 
analisadas por meio da Nota Técnica nº 53/2021-SEL-SRM-SRG/ANEEL, de 11 de novembro de 2021. 
9. 
Mediante a Nota Técnica nº 267/2021-SGT/ANEEL, de 12 de novembro de 2021, a 
Superintendência de Gestão Tarifária propôs os valores das Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão 
– TUST e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg de referência para as centrais geradoras 
potenciais participantes do Leilão nº 11/2021. 
10. 
Em 15 de novembro de 2021, a Procuradoria Federal na ANEEL exarou o Parecer s/nº 
/2021/PFANEEL/PGF/AGU, pelo qual aduziu “[...] os editais estão de acordo com as regras estabelecidas 
 
1 CTA-ONS DOP 2321/2021. SIC nº 48513.030113/2021-00.

na legislação de regência e com os padrões adotados pela ANEEL, (...) opina-se pelo prosseguimento do 
procedimento licitatório referente aos editais dos Leilões nº 11/2021 (Leilão de Reserva de capacidade”. 
11. 
Em 15 de novembro de 2021, o ONS enviou à ANEEL a correspondência CTA-ONS DOP 
2461/2021, na qual apresentou novos parâmetros de referência para a operação de usinas termelétricas, 
que constituem requisitos de flexibilidade operativa para atendimento à totalidade dos despachos 
estabelecidos na programação diária, conforme determinado no artº. 10 da Portaria nº 20/GM/MME. 
12. 
Em 15 de novembro de 2021, por meio do Ofício nº 514/2021-SE-MME, a Secretaria Executiva 
do Ministério de Minas e Energia informou os seguintes parâmetros a serem aplicados ao Leilão de 
Reserva de Capacidade, nº 11/2021-ANEEL: 
a) Custo Marginal de Referência do Produto Energia: R$ 212,00/MWh (duzentos e doze reais 
por megawatt-hora); e 
b) Custo Marginal de Referência do Produto Potência:  R$ 974.000,00/MWh (novecentos e 
setenta e quatro mil reais por megawatt-ano). 
c) Preços iniciais, estabelecidos conforme disposto a seguir: 
(i) Produto Energia: R$ 212,00/MWh (duzentos e doze reais por megawatt-hora); e 
(ii) Produto Potência: R$ 974.000,00/MWh (novecentos e setenta e quatro mil reais por 
megawatt-ano). 
13. 
É o Relatório. 
 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
14. 
O processo em análise apresenta as premissas básicas estabelecidas para a realização do Leilão 
de Reserva de Capacidade, de 2021, que se destina a contratar potência e energia elétrica associada 
proveniente de empreendimentos de geração novos e existentes, de fonte termelétrica, com início de 
suprimento em 2026, para o Produto Potência, e em 2027, para o Produto Energia. 
 
II.1 Principais diretrizes do MME

15. 
Conforme as disposições da Portaria no 20/GM/MME, 2021, o Leilão de Reserva de Capacidade 
observará as seguintes diretrizes: 
a) o Certame será realizado em 21 de dezembro de 2021 (terça-feira); 
 
b) serão negociados os seguintes produtos: 
I. 
Produto Energia: no qual o compromisso de entrega consiste em energia elétrica 
associada à geração inflexível, em MWmédio, proveniente de novos 
empreendimentos de geração, na modalidade quantidade, com a inflexibilidade 
operativa anual limitada à 30%; a negociação do Produto Energia está 
condicionada à existência de demanda de energia (declaração de necessidade de 
compra); 
II. 
Produto Potência: no qual o compromisso de entrega consiste em disponibilidade 
de potência, em MW, proveniente de empreendimentos novos ou existentes, 
com característica de flexibilidade operacional, sem inflexibilidade ou com 
inflexibilidade operativa anual de até 30%, condição exclusiva para vencedores 
do Produto Energia. 
 
c) 
serão firmados os seguintes contratos, com suprimento por 15 anos: 
I. 
Contrato de Reserva de Capacidade para Potência – CRCAP: para os 
empreendimentos de geração que se sagrarem vencedores no Produto Potência; 
II. 
Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR: para 
os vencedores no Produto Energia, a ser celebrado com as concessionárias de 
distribuição na condição de compradoras; 
III. 
Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Livre – CCEAL: para os 
vencedores no Produto Energia, a ser celebrado com os consumidores livres, os 
autoprodutores, os agentes comercializadores de energia elétrica, os agentes 
varejistas e os geradores eventualmente participantes do Certame, na condição 
de compradores. 
 
d) o início do suprimento dos Contratos ocorrerá em: 
I. 
1º de julho de 2026, para os CRCAPs, e 
II. 
1º de janeiro de 2027, para os CCEARs e os CCEALs. 
 
e) o CRCAP deverá prever que a parcela de energia elétrica não comprometida no 
Produto Energia será recurso do agente gerador e poderá ser livremente negociada, 
nos termos das regras de comercialização; 
 
f) 
a remuneração do CRCAP (Receita Fixa - RF) deverá abranger, entre outros, a 
remuneração do capital, os custos de conexão e uso do sistema de transmissão e 
distribuição, custos decorrentes da obrigação de disponibilidade permanente para 
despacho a critério do ONS;

g) a Receita Fixa será calculada levando em conta o Índice Nacional de Preços ao 
Consumidor Amplo – IPCA. 
 
h) os empreendimentos contratados deverão apresentar características de flexibilidade 
operacional que permitam atender à totalidade dos despachos estabelecidos na 
programação diária estabelecida pelo ONS para o dia programado, sem prejuízo para 
o atendimento do dia seguinte. 
 
i) 
o CRCAP deverá prever as seguintes penalidades, sem prejuízo de outras a serem 
definidas pela ANEEL: 
I. 
pela Declaração de Indisponibilidade acima dos Índices de Referência 
informados no ato do Cadastramento; 
II. 
pelo não atendimento aos compromissos de entrega de disponibilidade de 
potência negociados; 
III. 
pelo não atendimento ao despacho centralizado nas condições definidas pelo 
ONS. 
 
j) 
o CRCAP deverá prever também cláusula de abatimento ou ressarcimento da Receita 
Fixa por indisponibilidade e/ou restrição operativa. 
 
k) 
o CRCAP deverá prever a possibilidade de solicitação de antecipação da entrada em 
operação comercial, com consequente antecipação do início de suprimento do CRCAP 
junto à ANEEL, condicionada à concordância do Poder Concedente. 
 
l) 
os empreendimentos de geração vencedores do Produto Energia, que não se sagrarem 
vencedores no Produto Potência, terão os lances ofertados no Produto Energia 
retirados e classificados como lotes não atendidos. 
 
m) para fins de participação no leilão, a Garantia Física será revista conforme a 
metodologia definida na Portaria MME nº 101/2016, e para os empreendimentos 
vencedores do Leilão, a GF será revista periodicamente, conforme metodologia a ser 
definida pelo MME. 
 
n) para a comprovação da disponibilidade de combustível (gás natural) para operação 
contínua foi determinado que será exigida comprovação de, no mínimo, de 8 anos; 
período adicional de, no mínimo, 5 anos e período remanescente compatível com o 
período de suprimento; as duas renovações deverão ser realizadas na ANEEL; 
 
o) para fins de classificação dos lances será considerada a Capacidade Remanescente do 
Sistema Interligado Nacional - SIN para escoamento de geração, nos termos das 
diretrizes gerais estabelecidas na Portaria nº 444/GM/MME, de 2016, sendo que:

I. 
está dispensada a apresentação do Parecer de Acesso para os 
empreendimentos quando o ponto de conexão ao SIN se enquadrar na Rede 
Básica, DIT ou ICG; 
 
II. 
não será permitida para habilitação técnica pela EPE, alterações do Ponto de 
Conexão indicado no ato do cadastramento; 
III. 
o cálculo da Capacidade Remanescente do SIN para escoamento de geração 
será realizado considerando cenários de natureza eletroenergética, utilizados 
para o Produto Energia, seguindo o princípio de reproduzir situações críticas 
para o escoamento da geração já contratada (Cenário 1); e, os cenários 
energéticos, para o Produto Potência, que foram utilizados pela EPE e o ONS 
para a definição do déficit de ponta (Cenário 2); 
IV. 
a definição dos quantitativos da capacidade remanescente do SIN, assim como 
o detalhamento dos cenários serão tratadas em Nota Técnica da EPE/ONS. 
 
p) as violações por superação de nível de curto-circuito poderão ser consideradas para 
acréscimo de oferta das margens de transmissão; 
 
q) o ONS encaminhará ao MME, em até 30 (trinta) dias a contar da realização do Leilão, 
relatório que detalhará a eventual necessidade de reforços causados exclusivamente 
por violações por superação de nível de curto-circuito decorrentes da contratação de 
novos empreendimentos de geração no referido Certame, para fins de inclusão no 
Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica – POTEE; 
 
r) 
o Edital deverá dispor acerca da alocação dos custos decorrentes dos reforços para 
atendimento da superação dos limites de nível curto-circuito; 
 
s) 
empreendimento de geração apto a entrar em operação comercial não terá direito à 
receita de venda, assim como ficará mantida a obrigatoriedade de reconstituição de 
lastro, nos casos de indisponibilidade das instalações de transmissão em razão de 
atraso da operação comercial; 
 
t) 
os empreendedores poderão modificar as características técnicas do empreendimento 
após a emissão da outorga, contudo, será vedada a alteração que comprometa a 
flexibilidade operativa e o montante de disponibilidade de potência comercializado no 
Leilão; 
 
u) não serão habilitados tecnicamente pela EPE os empreendimentos: 
I. 
não termelétricos; 
II. 
termelétricos cujo Custo Variável de Unitário - CVU seja igual a zero; 
III. 
termelétricos, cujo CVU, seja superior a R$ 600,00/MWh; 
IV. 
que não atendam às condições para Cadastramento e Habilitação Técnica 
estabelecidas na Portaria MME nº 102, de 2016;

V. 
termelétricos com CVU não nulo e inflexibilidade, cujo valor da inflexibilidade 
de geração anual seja superior a 30%; 
VI. 
empreendimentos existentes que tenham Contratos de Venda de Energia, 
registrados na CCEE, vigentes após a data de início de suprimento; 
VII. 
termelétricos com despacho antecipado; 
VIII. 
cujo ponto de conexão ao SIN tenha capacidade de escoamento inferior à sua 
potência injetada. 
 
v) 
a declaração de necessidade de compra de energia elétrica poderá ser realizada pelas 
concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de 
energia elétrica do Sistema Interligado Nacional, pelos consumidores livres, pelos 
autoprodutores, pelos agentes comercializadores de energia elétrica, pelos agentes 
varejistas e pelos geradores. 
 
II.2 Da Sistemática  
16. 
A Sistemática foi definida pela Portaria nº 29/GM/MME, de 2021, tendo, resumidamente, as 
seguintes características: 
a) o Leilão iniciar-se-á com a submissão de lance para o Produto Energia, composto por duas 
etapas: a inicial e a contínua; 
b) finalizada a fase de submissão de lances para o Produto Energia, iniciar-se-á a submissão 
de lances para o Produto Potência, constituído por três etapas: a inicial, a contínua e a de 
ratificação de lances. 
c) para o Produto Energia, o preço de lance será representado pelo Preço da Energia, e para 
Produto Potência, o Preço de Lance será representado pelo Preço da Potência. 
 
II.3 Parâmetros para a programação e a operação em tempo real do SIN  
17. 
O ONS, em cumprimento às diretrizes estabelecidas na Portaria de diretrizes do MME, 
encaminhou os seguintes parâmetros de flexibilidade operacional a serem observados pelos agentes para 
a programação e a operação em tempo real do SIN: 
1) Ton (tempo mínimo de permanência na condição ligado) <= 12 horas, este tempo inclui 
o tempo necessário para as rampas de acionamento e desligamento das unidades 
geradoras. 
2) Toff (tempo mínimo de permanência na condição desligado) <= 4 horas 
3) R-up (tempo total de rampa de acionamento) <= 7 horas 
4) R-dn (tempo total de rampa de desligamento) <= 1 hora

5) Gmin/Gmax (Geração mínima das unidades geradoras / Geração máxima das unidades 
geradoras) <= 80%. 
18. 
Segundo o ONS, esses requisitos foram elaborados levando-se em conta a duração dos 
patamares de carga descritos no Procedimento de Rede módulo 4, submódulo 4, tipo Operacional, revisão 
2020.12. Além disso, o ONS destacou que a definição dos requisitos acima expostos foi com base no 
parque gerador hoje disponível conforme declaração dos agentes ao ONS. 
19. 
Em face do art. 10 da Portaria nº 20/GM/MME, de 2021, acolho a sugestão das áreas técnicas 
para que esses parâmetros sejam incorporados ao CRCAP. 
 
II.4 Empreendimentos cadastrados para participação e habilitação técnica pela EPE 
20. 
Conforme disposto na Portaria de diretrizes, os empreendedores que pretendiam cadastrar na 
EPE projetos deveriam fazê-lo até as 12 horas de 10 de setembro de 2021. 
21. 
Finalizado o referido prazo, a Empresa de Pesquisa Energética - EPE registrou o cadastramento 
de 132 projetos, perfazendo 50.691 MW de potência, assim distribuídos por fonte: 
 
 
 
 
 
 
 
Quadro 1: Projetos cadastrados na EPE

Fonte: EPE. 
 
II.5 Análise das contribuições recebidas na Consulta Pública n° 63/2021 
22. 
Na Consulta Pública foram recebidas 152 contribuições (103 referentes ao CRCAP, 8 relativas 
aos CCEAR, 6 referentes ao CCEAL, 25 referentes ao Edital e 9 referentes a outros assuntos) de 18 
instituições: CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica; ABRAGET - Associação Brasileira de 
Geradores Termelétricos; APINE - Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia Elétrica; 
ABRACE – Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia e de Consumidores Livres; 
ABRACEEL – Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia; IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo 
e Gás; Petrobras; EDGE - Empresa de Geração de Energia S.A; Furnas Centrais Elétricas S.A.; CHESF - 
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco; EDP – Energias do Brasil; EDF Norte Fluminense S.A; ECB - 
Energias Complementares do Brasil; ENEVA; ENEL Brasil; Neonergia; BP Comercializadora de Energia Ltda; 
BRG Brasil Geradores; Actis Assessoria Investimento LTDA. 
23. 
Conforme exposto pelas áreas técnicas, algumas propostas contrariam as diretrizes da Portaria 
Normativa nº 20/GM/MME, de 2021, e/ou normas regulatórias vigentes, assim não serão aproveitadas 
para este certame. A seguir, exponho essas propostas e os motivos que levaram ao seu não acolhimento:

a) exclusão da etapa de ratificação de lances. Verifica-se que essa Etapa está prevista na 
Sistemática, de forma que o aproveitamento da proposta fica prejudicado; 
b) afastamento da penalidade por falha de combustível, prevista na Resolução ANEEL nº 
583/2013: a aplicação da Norma não será afastada, tendo em vista a necessidade de se 
avaliar os impactos de tal medida no Setor; 
c) postergação da data do Leilão até que estudos confirmem a necessidade de contratação 
de potência: a realização e a data do Certame foram fixadas nas Diretrizes, razão pela qual 
a contribuição foge ao escopo da Consulta Pública; 
d) tratamento isonômico para a TUST/TUSDg de empreendimentos existentes e novos: o 
tema é objeto da Consulta Pública nº 39/2021, portanto o Certame seguirá as regras 
vigentes para o cálculo das tarifas;  
e) usinas termelétricas vencedoras do Leilão não deveriam estar sujeitas ao rateio de 
inadimplência no MCP: há necessidade de se avaliar os impactos de tal medida no setor; 
f) prorrogação automática da autorização, caso a vigência expire antes do término do 
suprimento: entende-se não caber o Edital e nem ao CRCAP determinar a prorrogação 
automática de outorgas; 
g) os empreendimentos vencedores estariam sujeitos a revisão periódica da Garantia Física: 
a revisão da Garantia Física é matéria de competência do MME. 
 
III.5.1  Das contribuições relativas ao CRCAP 
24. 
Em relação às contribuições relativas ao CRCAP, destaco a contribuição para que fosse aberta 
nova fase de consulta Pública para o debate dos parâmetros de flexibilidade operativa, recadastramento 
na EPE e, consequentemente, o adiamento do Leilão. 
25. 
Sobre isso, registro que a consulta pública, conquanto desejável, não é obrigatória e a data do 
Leilão já se encontra fixada pelo MME, que está ciente de tais condições. Acresce-se que compete ao ONS, 
na condição de operador do sistema, informar os parâmetros de flexibilidade operativa necessários para 
a adequada e segura operação. Nesse sentido, não acolho essa contribuição. 
26. 
Destaco a necessidade do empreendedor tomar ciência desses parâmetros de flexibilidade, 
para então decidir, a partir das características próprias de seu empreendimento, se lhe convém participar 
do certame. 
27. 
Ainda sobre esse tema, foram apresentadas contribuições solicitando retirar a expressão “e 
tempo real” da Subcláusula 5.1, sob a alegação de que esse tipo de despacho não respeitaria às

características de algumas tecnologias empregadas em usinas termelétricas e que a ANEEL estaria 
inovando e trazendo insegurança jurídica, haja vista que não há esse comando nas diretrizes do 
Ministério. 
28. 
O objetivo desse Certame é contratar potência como forma de atendimento às necessidades 
do SIN. Nesse sentido, estabelecer que as usinas termelétricas contratadas não podem ser despachadas 
a qualquer tempo pelo ONS, mas somente se estiver prevista a operação na programação diária, não se 
coaduna com o objetivo desse tipo de Leilão. Destaca-se que atualmente as usinas despacháveis já estão 
adstritas a essa regra operativa (tempo real) e, portanto, não há qualquer inovação regulatória no CRCAP. 
Nesse sentido, não acolho essa contribuição. 
29. 
Importante aduzir, em razão dos comentários realizados pelos agentes na Consulta Pública, 
que os parâmetros operativos das centrais geradoras, unit commitment, serão evidentemente 
respeitados pelo ONS, seja esse despacho oriundo de uma programação prévia ou não.  
30. 
Consta da minuta do CRCAP submetida à Consulta Pública, a penalidade pelo descumprimento 
aos parâmetros de flexibilidade operacional (unit commitment), equivalente a 3% da Receita Fixa mensal, 
a cada evento no qual a usina apresentasse parâmetros de flexibilidade operacional (unit commitment), 
para a programação diária, acima dos parâmetros de referência.  
31. 
Foi proposta a supressão dessa penalidade sob alegação de que o CRCAP não havia 
estabelecido esses parâmetros de flexibilidade. O argumento, conquanto verdadeiro quando da abertura 
da Consulta Pública, encontra-se já superado, haja vista que os parâmetros de flexibilidade indicados pelo 
ONS serão incorporados ao CRCAP. 
32. 
Reexaminando o tema, considero necessário ajustar a redação da Subcláusula, de forma a fixar 
que a penalidade será diária no percentual de 3% da Receita Fixa diária, por parâmetro declarado (seja 
anual, mensal ou diariamente) acima dos parâmetros de referência constantes do CRCAP. 
33. 
Diversas contribuições solicitaram a redução do número de penalidades ou o estabelecimento 
de uma única penalidade incidente sobre a Receita Fixa Unitária, sob a alegação de que poderia ocorrer 
dupla penalização da mesma conduta (bis in idem).

34. 
Importante aduzir que a Portaria de Diretrizes estabelece explicitamente no § 7º do art. 12, 
três diferentes hipóteses de penalidade para o CRCAP. 
35. 
Em atenção a esse comando das diretrizes, foram estabelecidas na minuta de CRCAP 
submetida à Consulta Pública as seguintes condutas infracionais (penalidades): 
a) Subcláusula 8.2: penalidade de 15% da RF (além da devolução da RF correspondente), a ser 
aplicada pelo não atendimento ao despacho centralizado nas condições definidas pelo 
ONS;  
b) Subcláusula 8.3: penalidade de 15% da RF (além da devolução da RF correspondente), a ser 
aplicada pelo não atendimento ao compromisso de entrega de disponibilidade de potência 
contratada, e 
c) Subcláusula 8.4: penalidade de 10% da RF (além da devolução da RF correspondente), a ser 
aplicada pela declaração de indisponibilidade acima dos índices de referência informados 
no ato do cadastramento. 
36. 
Ainda que se entenda que todas essas penalidades estejam relacionadas de alguma forma à 
disponibilidade da usina, o MME estabeleceu três obrigações distintas e que não se confundem. 
37. 
Além disso, cada penalidade se relaciona especificamente a um determinado tipo infracional, 
não havendo, pois, a alegada duplicidade de penalidades sobre uma mesma conduta infracional. Lembro 
ainda que uma mesma conduta fática pode implicar a violação a diferentes tipos infracionais e, pois, a 
aplicação de mais de uma penalidade. O princípio do ne bis in idem veda apenas que uma única conduta 
infracional seja objeto de duas ou mais penalidades. Entendo, pois, que não há, na minuta do CRCAP, 
“dupla penalização por uma única violação. Portanto, mantenho no CRCAP a incidência dessas 
penalidades. 
38. 
Foi proposta, também, a exclusão da penalidade por atraso na entrada em operação comercial, 
disposta no CRCAP, sob a alegação de que há penalidade semelhante no Edital decorrente do atraso na 
implantação do empreendimento, o que poderia também caracterizar dupla penalidade. Além dessa 
supressão, alternativamente, foi proposta a redução do percentual da penalidade, considerada excessiva. 
39. 
Registro que a multa editalícia se vincula a não implantação ou atraso na implantação do 
empreendimento, cujo prazo foi pactuado com o Poder Concedente no momento da emissão da

Autorização. Já a penalidade estabelecida no Contrato está vinculada a não entrega do objeto contratado, 
a disponibilidade de potência, no prazo acordado. 
40. 
Portanto, as penalidades têm também natureza jurídica distinta e, por conseguinte, podem, 
sim, serem aplicadas concomitantemente. Assim, mantenho a penalidade disposta na Subcláusula 6.8 do 
CRCAP. 
41. 
Entretanto, por considerar o argumento de que o percentual de 50% da receita fixa por mês 
de atraso se constituiria em penalidade excessiva, acolho a sugestão da SEL, SRG e SRM para reduzir essa 
penalidade para 15%. 
42. 
Da mesma forma, foi sugerida a supressão do desconto (de 10%) na parcela da receita fixa em 
razão da suspensão da condição operativa de alguma unidade geradora, sob a alegação de que não 
caberia esse desconto, bastando apenas o pagamento da receita fixa proporcional às máquinas em 
operação comercial. 
43. 
Entendo que esse desconto objetiva incentivar o gerador a recuperar o quanto antes a plena 
condição operativa da usina. Com isso, a manutenção desse dispositivo fica mantido. 
44. 
Ainda em relação às penalidades, registra-se a sugestão de se permitir o parcelamento do 
pagamento, após aprovação da CCEE, sob o argumento de que os valores das penalidades da Cláusula 8ª, 
quando somadas, podem superar o valor de Receita Fixa percebida pelo agente em determinado mês. 
45. 
Acolho a sugestão das áreas técnicas pela rejeição dessa contribuição, tendo em vista a 
dificuldade em se estabelecer uma taxa para a remuneração desse parcelamento. Importante lembrar 
que qualquer parcelamento, ao fim e ao cabo, seria financiado pelos consumidores finais de energia, 
responsáveis pelo recolhimento do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade – ERCAP. 
46. 
Outra contribuição que merece destaque refere-se à possibilidade de o CRCAP permitir que a 
entrega da disponibilidade de potência contratada seja realizada por outra usina ou por substituição, 
conforme disposto na Resolução Normativa nº 614, de 2014.

47. 
Essa proposta diverge do próprio objetivo do Certame, que é prover segurança ao atendimento 
à necessidade de potência requerida pelo SIN, por meio da contratação de reserva de capacidade. Assim, 
não aprovo a incorporação dessa proposta no CRCAP. 
48. 
Foi apresentada contribuição para que fosse utilizado um banco de horas, assim como saldo 
adicional de indisponibilidade no início do período de operação, para fins do cômputo da indisponibilidade 
forçada e programada, estando o gerador isento da obrigação de entrega de disponibilidade de potência 
nos períodos em que ocorrer a indisponibilidade. 
49. 
Essa contribuição resta prejudicada tendo em vista que as diretrizes não especificaram a 
possibilidade de se utilizar banco de horas. Acresce-se que na própria formulação da disponibilidade de 
potência contratada, estabelecida nas diretrizes, já se desconta essas indisponibilidades, o que significa 
que a cada hora estar-se-á já descontando as indisponibilidades programadas e as forçadas anuais. 
50. 
Vale mencionar algumas contribuições relacionadas ao CVU das usinas, mais especificamente 
sobre as Subcláusulas 5.8 e 5.9 do CRCAP, as quais, mostraram preocupação com a forma de liquidação 
da energia elétrica gerada pelo empreendimento e de como ocorreria a atualização do CVU. 
51. 
Nesse ponto, deve ser ressaltado que o CRCAP não remunerará o CVU de operação da usina. A 
comercialização da energia elétrica ocorrerá consoante as Regras e os Procedimentos de Comercialização 
vigentes, e para a atualização do CVU aplicar-se-á a Portaria MME nº 42/GM/MME, de 2007, conforme 
determina a Portaria nº 27/GM/MME, de 2021. 
52. 
Diversas contribuições foram feitas no sentido de alterar a cláusula que trata das condições 
para a resolução do contrato pela ANEEL, entre as quais se destacam:  
a) alterar o inciso III que para prever que o atraso de 180 dias para entrada em operação 
comercial da 1ª unidade geradora, em lugar da totalidade da usina; 
b) alterar de 60 dias para 180 dias consecutivos de total indisponibilidade da usina. 
53. 
Ambas as contribuições foram acolhidas. 
54. 
Reporta-se também a contribuição para alterar a forma de reajuste da Receita Fixa, incluindo-
se a indexação ao dólar. Essa proposta contraria o disposto nas diretrizes (inciso III, do § 3º do art. 12 da

Portaria Normativa nº 20/GM/MME, de 2021), que estabelece o Índice Nacional de Preços ao Consumidor 
Amplo - IPCA como índice de reajuste. 
55. 
Entre as contribuições acatadas destaca-se aquela que solicita ajuste na fórmula de 
Disponibilidade de Potência, para se adequar à estabelecida no Informe Técnico EPE EPE-DEE-IT-
111/2021-r0. 
III.5.2 Das contribuições relativas ao CCEAR 
56. 
Das propostas apresentadas para alteração do CCEAR destacam-se: 
a) mudança da sazonalização e da modulação no sentido de seguirem um perfil flat. Esta 
Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu por alterar a sazonalização e a modulação de 
CCEARs por quantidade, sendo que os fundamentos que levaram a essa decisão não se 
alteraram. Meu encaminhamento é pela manutenção dessa condição. 
b) exclusão do item V da Subcláusula 9.1, que trata das condições para a resolução do 
contrato: o argumento utilizado é que o agente só terá o CCEAR se for vencedor na 
disputa de potência (CRCAP) e o CRCAP já possui hipóteses de resolução. Acolho 
parcialmente, de forma a estabelecer que a rescisão do CRCAP implicará também a 
rescisão do CCEAR. 
c) adoção de um modelo centralizado de liquidação: não foi aproveitada essa contribuição, 
por considerar fora do escopo da Consulta Pública, haja vista se tratar de um novo 
modelo de liquidação que deve, caso considerado conveniente e oportuno, ser tratada 
em consulta pública específica. 
 
 
III.5.3 Das contribuições relativas ao CCEAL 
57. 
As contribuições mais relevantes para alteração do CCEAL foram: 
a) possibilidade de inserção no cadastro como inadimplente de obrigações intersetoriais 
(Subcláusula 9.3), em caso de atraso na constituição de garantia pelo comprador. 
b) considerar cláusulas típicas de CCEAR, a exemplo da replicação da cláusula de caso 
fortuito e força maior. 
c) manifestação da ANEEL nos casos de resolução do contrato. 
d) criação de procedimentos de comercialização específicos.

58. 
Em relação à contribuição da alínea “a”, a Resolução Normativa nº 917, de 23 de fevereiro de 
2021, estabelece os casos possíveis de serem lançados no cadastro de inadimplentes, não devendo o 
CCEAL dispor de matéria como essa. 
59. 
Em relação às demais contribuições, verificam-se que elas objetivam, essencialmente, que o 
CCEAL tenha a mesma conformação contratual de um CCEAR. Essas contribuições desconsideram, no 
entanto, que a parte compradora de um CCEAL é distinta da de um CCEAR, devendo os contratos serem 
ajustados para contemplar essa diferença. 
60. 
Assim, os CCEALs serão celebrados em razão do Leilão e, a partir daí, serão tratados como 
contratos típicos do ACL, o que afasta a aplicação de todas as cláusulas de um típico CCEAR. Assim, rejeito 
essas contribuições. 
III. 
D I R E I T O 
61. 
A legalidade do assunto encontra amparo nos seguintes dispositivos: 
(a) Lei n° 10.848, de 1998; 
(b) Decreto nº 10.707, de 28 de maio de 2021; 
(c) Portaria nº 20/GM/MME, de 16 de agosto de 2021; 
(d) Portaria nº 27/GM/MME, de 29 de setembro de 2021; 
(e) Portaria nº 29/GM/MME, de 20 de outubro, de 2021. 
 
 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
62. 
Diante do exposto e considerando o que consta do Processo nº 48500.004018/2021-17, voto 
por: 
(i) 
APROVAR o Edital e respectivos Anexos do Leilão nº 11/2021-ANEEL, denominados 
“Leilão de Reserva de Capacidade, de 2021”, destinado a contratar potência e 
energia elétrica associada proveniente de empreendimentos de geração novos e 
existentes, de fonte termelétrica, com início de suprimento em 2026 e 2027.

(ii) 
EMITIR Resolução Homologatória, nos termos da minuta anexa, a fim de 
estabelecer as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST e as Tarifas de Uso 
do Sistema de Distribuição – TUSDg aplicáveis, conforme o caso, às centrais 
geradoras potenciais participantes do Leilão nº 11/2021-ANEEL. 
(iii) 
PUBLICAR o correspondente Aviso de Convocação nos termos da minuta anexa. 
Brasília, 16 de novembro de 2021. 
 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ  
Diretor