Nota Técnica nº 32/2016–SRM-SRG/ANEEL 
 
 
Em 28 de janeiro de 2016. 
 
 
Processo: 48500.000107/2016-19. 
 
Assunto: Análise das condições de anuência para 
repactuação do risco hidrológico no Ambiente de 
Contratação Regulada – ACR da Energest S.A. 
 
 
I. DO OBJETIVO 
1. 
O objetivo da presente Nota Técnica é analisar as condições de anuência para repactuação do 
risco hidrológico no ACR solicitado pela Energest S.A. detentora da outorga para exploração da Usina 
Hidrelétrica – UHE Mascarenhas e das Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs Jucú, Rio Bonito e São João. 
II. DOS FATOS 
2. 
A Lei n° 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permite a repactuação do risco hidrológico 
suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, 
desde que haja anuência da ANEEL, com efeitos a partir de 1° de janeiro de 2015. 
3. 
A ANEEL publicou a Resolução Normativa n° 684, de 11 de dezembro de 2015, que estabelece 
os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica 
por agentes participantes do MRE. 
4. 
Em 4/1/2016 foi protocolada, pela Energest S.A., solicitação para repactuação do risco 
hidrológico referente à Usina Hidrelétrica – UHE Mascarenhas e Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs Jucu, 
Rio Bonito e São João1. 
5. 
O pedido foi retificado em 7/1/2016, alterando o montante total a ser repactuado por usina2. 
III. DA ANÁLISE 
6. 
A tabela I resume as informações relacionadas aos pedidos de repactuação encaminhados 
pela Energest: 
 
 
 
                                                     
1 Carta CT-PR-1/16 (sic: 48513.000032/2016-00). 
2 Carta CT-PR-3/16 (sic: 48513.000818/2016-00).

Fl. 2 da Nota Técnica nº 32/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 28/1/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela I – informações relacionadas à repactuação do risco hidrológico solicitada pela Energest S.A. 
Usina Hidráulica 
Outorga 
Potência 
(MW) 
Término da 
outorga 
Garantia 
Física 
(MWmed) 
Produto 
requerido 
UHE Mascarenhas 
Contrato de Concessão 003/2007 
198,0 
16/7/2025 
138,53 
SP94 
PCH Jucú 
Contrato de Concessão 004/2013 
4,84 
16/7/2025 
2,624 
SP94 
PCH Rio Bonito 
Contrato de Concessão 004/2013 
22,5 
16/7/2025 
9,40 
SP94 
PCH São João 
Resolução Autorizativa 110/1999 
25,0 
18/5/2029 
12,955 
SP94 
7. 
Conforme informações disponibilizadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
– CCEE as centrais geradoras listadas na Tabela I são participantes do Mecanismo de Realocação de Energia 
– MRE e foram participantes durante todo ano de 2015 
8. 
Os contratos de venda energia solicitados para repactuação no ACR estão indicados na Tabela 
II. 
Tabela II – Informações referentes aos contratos para repactuação no ACR 
Usina Hidrelétrica 
Montantes de 
venda dos 
Contratos 
(MWmed) 
Leilão 
Término do contrato 
UHE Mascarenhas 
23,0 
1° LEN - 2008H306 
31/12/2037 
5,0 
1° LEE 2008-H87 
31/12/2015 
PCH Jucu 
2,835 
Bilateral - ESCELSA 
17/7/2025 
PCH Rio Bonito 
1,00 
8° LEN 2012-H308 
31/12/2041 
8,1512 
Bilateral – ESCELSA 
17/7/2025 
PCH São João 
12,959 
Bilateral – ESCELSA 
17/7/202510 
9. 
Da leitura conjunta dos §§ 1º e 2º, do art. 2º, da Resolução Normativa nº 684, de 11 de 
dezembro de 2015, conclui-se que é elegível à repactuação do risco hidrológico no ACR a parcela da usina 
hidráulica participante do MRE cujo agente de geração tenha celebrado contratos de venda de energia 
vinculados à usina para distribuidoras e tais contratos deverão ter vigência mínima até 31 de dezembro de 
2016. 
10. 
Esses comandos da Resolução coadunam-se com o parágrafo 33 do Voto de 3 de novembro 
de 2015 proferido pelo Diretor-Relator, no âmbito do processo 48500.006210/2014-19, abaixo transcrito: 
                                                     
3 Portaria da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia – SPE/MME n° 11/2011. 
4 Portaria da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia – SPE/MME n° 23/2011. 
5 Portaria da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia – SPE/MME n° 31/2014. 
6 1° Leilão de Energia Nova – LEN. 
7 1° Leilão de Energia Existente – LEE. 
8 8° Leilão de Energia Nova – LEN. 
9 Apesar de o montante solicitado pela Energest ser de 14,35 MWmed, o terceiro termo aditivo ao contrato de venda estabeleceu como 
energia contratada o montante da energia assegurada (garantia física) da PCH São João. 
10 Conforme primeiro termo aditivo ao Contrato – Cláusula 5° (constante do processo: 48500.005398/2002-92).
Usina Hidráulica      Outorga      Potência
(MW)      Término da
outorga      Garantia
Física
(MW )
med      Produto
requerido    
  UHE Mascarenhas      Contrato de Concessão 003/2007      198,0      16/7/2025      138,53      SP94  
  PCH Jucú      Contrato de Concessão 004/2013      4,84      16/7/2025      2,624      SP94  
  PCH Rio Bonito      Contrato de Concessão 004/2013      22,5      16/7/2025      9,40    SP94  SP94  
  PCH São João      Resolução Autorizativa 110/1999      25,0      18/5/2029      12,955    SP94    
Usina Hidrelétrica  Montantes de
venda dos
Contratos
(MW )
med  Leilão  Término do contrato
UHE Mascarenhas  23,0  1° LEN - 2008H306  31/12/2037
  5,0  1° LEE 2008-H87  31/12/2015
PCH Jucu  2,835  Bilateral - ESCELSA  17/7/2025
PCH Rio Bonito  1,00  8° LEN 2012-H308  31/12/2041
  8,1512  Bilateral – ESCELSA  17/7/2025
PCH São João  12,959  Bilateral – ESCELSA  17/7/202510

Fl. 3 da Nota Técnica nº 32/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 28/1/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
“33. Só será elegível ao mecanismo do ACR a energia vinculada a contratos com vigência mínima até 
dezembro de 2016. A MP 688 trata de um regime de repactuação do risco hidrológico com efeitos 
perenes e futuros, sendo a retroação uma excepcionalidade conferida como benefício aos geradores. 
Não há como retroagir um mecanismo se ele não é aplicável ao ano de 2016 em função do agente não 
estar mais contratado no ACR. Assim, para que o agente não seja excluído da possibilidade de 
repactuação, sua participação pode se dar no mecanismo do ACL.” 
11. 
Assim, entendemos não ser elegível à repactuação o montante solicitado para repactuação 
vinculado aos contratos firmados em decorrência do 1° LEE 2008-H8, com término em 31/12/2015, que totaliza 
5,0 MWmed. 
12. 
Esse entendimento permanece, mesmo com o fato de a Energest ter comprometido o mesmo 
montante de 5,0 MWmed, no 15° Leilão de Energia Existente – LEE, com suprimento, a partir 1°/12/2015 e 
término em 31/12/2018. 
13. 
O montante referente ao 15° LEE é elegível à repactuação no ACR, mas não proporciona o 
direito de postergação do pagamento de prêmio pelo ativo de 2015, pois, não houve vigência desse CCEAR 
em 2015. A assinatura desses CCEARs com suprimento imediatamente ao término do suprimento dos CCEARs 
originados do 1° LEE 2008-H8, em nossa análise, também não caracterizam uma continuidade de contratação 
regulada que permita repactuação, nos termos da Resolução Normativa n° 684, de 2015. 
14. 
A nosso ver, a análise de elegibilidade à repactuação deve observar essas contratações de 
forma isolada, de forma que: (i) os CCEARs originados do 1° LEE não são elegíveis, em razão da data de 
término do seu suprimento; e (ii) os CCEARs originados do 15° LEE, apesar de elegíveis, não constituem ativo 
referente ao ano de 2015. 
15. 
Assim, nossa sugestão é pela não anuência da repactuação relativa aos montantes do 1° LEE 
e, caso a Energest mantenha entendimento diverso, deverá interpor recurso, nos termos da Norma de 
Organização n° 1/200711. 
16. 
O Contrato bilateral regulado que lastreia a contratação das PCHs Jucu e Rio Bonito foi 
aprovado pelo Despacho n° 526, de 15/3/2006. Apesar de a Energest apontar a energia contratada como sendo 
de 10,9862 MWmed (2,835 .+ 8,1512), o Despacho citado indica o montante de 105.187,652 MWh, equivalente 
a 12,00772 MWmed. 
17. 
O Contrato bilateral regulado referente à PCH São João teve seus 3° e 4° termos aditivos 
homologados pelo Despacho n° 1.268, de 28 de março de 2008. 
18. 
Pelo exposto, com exceção do contrato vinculado ao 1° LEE 2008-H8, os demais estão 
elegíveis à repactuação, nos termos do §1° do art. 2° da Resolução Normativa 684/2015. 
19. 
Conforme estabelecido no §3° do art. 2º da Resolução Normativa 684/2015, será considerado 
como montante de energia elegível à repactuação o menor valor entre a garantia física da usina hidráulica, 
referenciado ao centro de gravidade, e a quantidade de energia dos contratos de venda. 
20. 
Para o cálculo da garantia física no centro de gravidade, apresentado na Tabela III, são 
considerados os valores informados pelo agente de fator de perda interna para abatimento da garantia física (1 
                                                     
11 Aprovado pela Resolução Normativa n° 273, de 10/7/2007.

Fl. 4 da Nota Técnica nº 32/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 28/1/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
- F_PDI_GF) e confirmados pela CCEE para o ano de 2016 e o valor médio do fator de perdas da rede básica 
do ano de 2015 igual a 2,32%, no período de janeiro à setembro de 2015.  
21. 
Cabe destacar que o valor de garantia física bruta, que consta em ato regulatório, utilizado para 
o cálculo é o montante disponível para o ano de 2015 e que todas as usinas não participam do rateio de perdas 
da Rede Básica, conforme informações disponibilizadas pela CCEE. 
Tabela III – Resultado das garantias físicas das UHEs no centro de gravidade e montante de energia solicitado e 
elegível à repactuação. 
Usina 
Garantia 
Física 
(MWmed) 
1 – Fator de 
Perdas Internas 
(%) 
Fator de 
Perdas da 
Rede Básica 
Garantia Física no 
Centro de 
Gravidade (MWm) 
Montante de 
Energia 
Solicitado 
(MWm) 
UHE Mascarenhas 
138,5 
0,987829705012 
- 
136,814 
23,0 
PCH Jucu 
2,62 
1,0 
- 
2,62 
2,835 
PCH Rio Bonito 
9,40 
0,99909 
- 
9,3914 
9,1512 
PCH São João 
12,95 
1,0 
- 
12,95 
14,35 
22. 
Para os pedidos em análise, no caso da UHE Mascarenhas e PCH Rio Bonito, a limitação 
observará o montante contratado elegível à repactuação. Para as PCHs Jucú e São João, a limitação observará 
a garantia física no centro de gravidade. 
23. 
O produto solicitado para repactuação pela Energeste é o SP94 para todas as centrais 
geradoras hidráulicas. 
24. 
A próxima tabela detalha informações sobre a repactuação das centrais geradoras hidráulicas 
da Energest. 
Tabela III – condições para repactuação do risco hidrológico 
Usina Hidrelétrica 
Montante 
repactuado 
[MWmed] 
Produto 
Fator (f) 
Prêmio 
[R$/MWh] 
Ativo de 
2015 
[R$/MWh]12 
Início do 
pagamento do 
prêmio 
UHE Mascarenhas 
23,0 
SP94 
6 
4,00 
21,92 
1°/3/2024 
PCH Jucu 
2,62 
SP94 
6 
4,00 
21,92 
1°/3/2024 
PCH Rio Bonito 
9,1512 
SP94 
6 
4,00 
21,92 
1°/3/2024 
PCH São João 
12,95 
SP94 
6 
4,00 
21,92 
1°/3/2024 
25. 
Diante dos prazos de vigência das outorgas (Tabela I) e dos contratos de venda (Tabela II), o 
resultado do ativo do ano de 2015 tem condições de ser totalmente ressarcido por meio da postergação do 
pagamento de prêmio. 
26. 
Assim, o início do pagamento do prêmio à Conta Centralizadora de Recursos da Bandeira 
Tarifária - CCRBT deve ocorrer nos prazos indicados na Tabela III. 
                                                     
12 Deslocamento hidráulico relativo ao ano de 2015, descontado o pagamento do prêmio.
Usina  Garantia
Física
(MW )
med  1 – Fator de
Perdas Internas
(%)  Fator de
Perdas da
Rede Básica  Garantia Física no
Centro de
Gravidade (MWm)  Montante de
Energia
Solicitado
(MWm)
UHE Mascarenhas  138,5  0,987829705012  -  136,814  23,0
PCH Jucu  2,62  1,0  -  2,62  2,835
PCH Rio Bonito  9,40  0,99909  -  9,3914  9,1512
PCH São João  12,95  1,0  -  12,95  14,35
Usina Hidrelétrica  Montante
repactuado
[MW ]
med  Produto  Fator (f)  Prêmio
[R$/MWh]  Ativo de
2015
[R$/MWh]12  Início do
pagamento do
prêmio
UHE Mascarenhas  23,0  SP94  6  4,00  21,92  1°/3/2024
PCH Jucu  2,62  SP94  6  4,00  21,92  1°/3/2024
PCH Rio Bonito  9,1512  SP94  6  4,00  21,92  1°/3/2024
PCH São João  12,95  SP94  6  4,00  21,92  1°/3/2024

Fl. 5 da Nota Técnica nº 32/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 28/1/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
27. 
Com relação à exigência de desistência das ações judiciais, propomos a publicação de 
despacho com eficácia condicionada e vinculada à desistência das ações, conforme estabelece o § 10 do art. 
1º da Lei 13.203/2015 e o art. 11 da REN 684/2015.  
28. 
Por fim, a SRM e SRG dispõem de competência conjunta para anuência dos Termos de 
Repactuação do risco hidrológico, conforme Portarias nº 914, de 29/4/2008 e nº 798, de 20/11/2007. 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
29. 
Esta Nota Técnica tem como fundamentação legal as Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, 
nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999, nº 10.848, de 15 de março de 2004, 
nº 13.203, de 09 de dezembro de 2015, o Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, e o Decreto nº 5.163, de 
30 de julho de 2004. 
V. DA CONCLUSÃO 
30. 
Diante do exposto, concluímos que o pedido da Energest S.A. para repactuação do risco 
hidrológico no ACR referente à UHE Mascarenhas e PCHs Jucu, Rio Bonito e São João, reúne condições de 
ser anuído, excetuando-se o montante associado aos contratos originados do 1° LEE 2008-H8. 
VI. DA RECOMENDAÇÃO 
31. 
Recomendamos a publicação de Despacho autorizando a anuência da repactuação do risco 
hidrológico da Energest S.A. nas condições previstas nesta Nota Técnica, referente à UHE Mascarenhas e 
PCHs Jucu, Rio Bonito e São João. 
32. 
Com relação ao montante associado aos contratos originados do 1° LEE 2008-H8, 
recomendamos que o Despacho contenha dispositivo não anuindo à repactuação. 
 
 
 
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR 
Especialista em Regulação 
 
RAFAEL COSTA RIBEIRO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
PAULO FÉLIX GABARDO 
Especialista em Regulação  
 
De acordo: 
 
 
 
JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ 
Superintendente de Regulação Econômica e Estudos 
de Mercado 
 
CHRISTIANO VIEIRA DA SLIVA 
Superintendente de Regulação dos Serviços de 
Geração