1ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria 
Brasília, 19/03/2021 
VOTO 
PROCESSO: 48500.006218/2017-10 
INTERESSADA: Geradores Eólicas, Consumidores de Energia Elétrica, Operador Nacional do Sistema 
Elétrico – ONS e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.  
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação da Geração – SRG 
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública n. 34, de 2019, referente a norma sobre procedimentos e 
critérios para apuração da restrição de operação por constrained-off de usinas eólicas.  
I. 
R E L A T Ó R I O 
Em 16 de maio de 2018, a Superintendência de Regulação da Geração – SRG  e a 
Superintendência de Regulação e Estudos de Mercado– SRM elaboraram a Nota Técnica conjunta n. 
54/2018 SRG-SRM/ANEEL, com vistas à instauração da Consulta Pública n. 08/2018 – CP 08, de 2018,  com 
o objetivo de colher subsídios para elaboração da proposta de Resolução Normativa que disciplina a 
situação de constrained-off para usinas eólicas.  
2. 
Em 11 de junho de 2018, o processo foi distribuído à relatoria do então Diretor André 
Pepitone da Nóbrega. 
3. 
Em 3 de setembro de 2018, o processo foi redistribuído à relatoria do Diretor Rodrigo Limp, 
em razão da nomeação do Diretor André Pepitone da Nóbrega ao cargo de Diretor-Geral da Agência. 
4. 
Em 14 de dezembro de 2018, por meio da Nota Técnica n. 147/2018-SRG/ANEEL, a SRG 
analisou as contribuições recebidas no âmbito da CP 08, de 2018, e recomendou à Diretoria a abertura de 
Audiência Pública, por intercâmbio documental, pelo prazo de 30 dias, com vistas a colher subsídios e 
informações adicionais para elaboração de Resolução Normativa e discussão do Relatório de Análise de 
Impacto Regulatório.

Pág. 2 de 30 
 
5. 
Em 16 de agosto de 2019, por meio do Memorando n. 072/2019–SRG/ANEEL, a SRG propôs 
à Diretoria que fosse determinado à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE a suspensão 
da apuração dos ressarcimentos das geradoras eólicas aos consumidores, a partir de agosto de 2019, até 
a decisão do mérito para as usinas eólicas que tinham apresentado requerimentos de compensação por 
constrained-off não julgados pela agência. 
6. 
Em 20 de agosto de 2019, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Audiência Pública n. 34, 
de 2019, para discutir a minuta de Resolução Normativa, e neste mesmo ato, também decidiu, por meio 
do Despacho n. 2.303, de 2019, “determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que 
proceda à suspensão, até a decisão final sobre o Resultado da Audiência Pública nº 034/2019, dos 
ressarcimentos estabelecidos na Contratação de Energia Elétrica no Ambiente Regulado e na Contratação 
de Energia de Reserva, referentes ao ano contratual, apurados a partir de agosto de 2019, relativos a 
usinas eolioelétricas objeto de pedidos de reconhecimento de Constrained-off à ANEEL”. 
7. 
Durante a AP n. 34, de 2019, foram recebidas contribuições de 16 diferentes participantes, 
entre instituições do setor elétrico, empresas, consultores, associações e conselhos de consumidores. 
8. 
Em 12 de dezembro de 2019, com a publicação da Portaria n. 6.171, esta atividade passou 
a constar da Agenda Regulatória da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para o biênio 2020-
2021. 
9. 
Em 23 de março de 2020, o processo foi redistribuído à relatoria do Diretor Júlio César 
Rezende Ferraz em função da exoneração do Diretor Rodrigo Limp. 
10. 
Em 16 de setembro de 2020, o processo foi redistribuído à relatoria do Diretor Christiano 
Vieira da Silva, em razão do fim do exercício da nomeação do Diretor Júlio César. 
11. 
Em 27 de outubro de 2020, o processo foi discutido no âmbito da 40ª Reunião Pública 
Ordinária da Diretoria, oportunidade em que o Diretor Efrain Pereira da Cruz solicitou vistas do processo. 
12. 
Em 21 de janeiro de 2021, o Desembargador João Batista Moreira, do Tribunal Regional 
Federal da 1ª Região – TRF1, decidiu “fixar prazo de 60 (sessenta) dias para que a ANEEL, a partir da 
intimação, conclua o julgamento em referência e em mais 15 (quinze) dias decida os requerimentos das

Pág. 3 de 30 
 
autoras com base nos critérios fixados, sob pena de multa diária de R$ 50.000,00 (cinquenta mil reais), 
reversível em favor das Agravantes.” A data limite para deliberação do mérito foi imposta pelo Poder 
Judiciário resulta no dia 22 de março de 2020. 
13. 
Em 2 de fevereiro de 2021, o processo voltou a ser deliberado na 3ª Reunião Pública de 
Diretoria. Na oportunidade, a Diretoria decidiu redistribuir o processo para novo relator, para que 
trouxesse ao colegiado a análise de mérito. 
14. 
Em 8 de fevereiro de 2021, o processo foi distribuído, por sorteio, à minha relatoria, e como 
visto acima, já com data limite imposta pelo Poder Judiciário. 
15. 
Em 22 de fevereiro de 2021, por meio do Memorando n. 35/2021-DR/ANEEL, solicitei 
Parecer Jurídico à Procuradoria Federal junto à ANEEL da minuta de Resolução Normativa proposta, 
esclarecimento de alguns aspectos acerca da metodologia a ser aplicada aos casos cuja análise restou 
sobrestada pela Diretoria. 
16. 
Em 26 de fevereiro de 2021, por meio do Ofício n. 47/2020-DIR/ANEEL, solicitei à Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que encaminhasse a minuta da Regra Provisória de 
Comercialização a ser utilizada, conforme recomendação da SRG, aos casos cuja análise restou sobrestada 
pela ANEEL. 
17. 
Em 3 de março de 2021, foi realizada reunião com representantes da CCEE e do Operador 
Nacional do Sistema Elétrico – ONS, a respeito da operacionalização dos cálculos dos processos que 
tiveram a análise sobrestada. 
18. 
Em 5 de março de 2021, por meio da Carta CT-CCEE00829/2021, a CCEE encaminhou a 
referida minuta de regras, considerando os entendimentos estabelecidos conjuntamente entre CCEE e 
ANEEL, com base nos dados provenientes do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.  
19. 
Em 09 de março de 2021 foi realizado Despacho com a Assessoria do Desembargador João 
Batista Moreira, acompanhado pela Procuradoria Federal da ANEEL, Advocacia Geral da União e 
Especialista da SRG.

Pág. 4 de 30 
 
20. 
Em 11 de março de 2021, foi realizada reunião com o representante legal das partes 
interessadas, agentes eólicos e associação representativa, com a Procuradoria Federal da ANEEL, 
conforme relatado ao gabinete do Diretor Relator da matéria.  
21. 
Em 12 de março de 2021, foi emitido o Parecer n. 00042/2021/PFANEEL/PGF/AGU.  
22. 
Em 15 de março de 2021, por solicitação do representante legal das partes interessadas, 
agentes eólicos e associação representativa, foi realizada reunião com o Diretor Relator da matéria, minha 
Assessoria e a Procuradoria Federal da ANEEL. 
23. 
Em 18 de março de 2021, por solicitação dos agentes eólicos Enel, CPFL, Elera e Casa dos 
Ventos, foi realizada reunião com minha Assessoria e a SRG. 
24. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
25. 
O processo trata do Resultado da Audiência Pública n. 34, de 2019, referente à norma sobre 
procedimentos e critérios para apuração da restrição de operação por constrained-off de usinas eólicas.  
26. 
A decisão que encaminho é no sentido de (i) APROVAR a emissão de Resolução Normativa 
que estabelece procedimentos e critérios para apuração e pagamento de restrição de operação por 
constrained-off de usinas eolioelétricas; e (ii) DETERMINAR à Superintendência de Regulação da Geração 
– SRG que em até cinco dias úteis, contados da publicação da Resolução Normativa, instaure Tomada de 
Subsídios com vistas a colher subsídios e informações adicionais acerca da regra de comercialização a ser 
utilizada nos cálculos de contrained-off de usinas elioelétricas, até o sexto mês civil posterior à publicação 
da Resolução Normativa, incluindo as os casos cuja análise restou interrompida pelo Despacho n. 2.303, 
de 2019.   
27. 
Passados 2 anos e meio após a distribuição inicial do processo para a Diretoria da ANEEL, 
sorteio para 4 diretores, e um pedido de vista, coube à nossa relatoria apresentar à Diretoria da ANEEL e 
à sociedade Brasileira a proposta de normativo para a questão.

Pág. 5 de 30 
 
28. 
Srs. Diretores, a Diretoria da ANEEL tem uma importante decisão a tomar no presente 
processo, pois sinalizará para o mercado como iremos enfrentar mudanças estruturais de nossa matriz 
elétrica, decorrentes da transição energética, e que vem sendo implementadas em todo o mundo, em 
razão de uma agenda de maior sustentabilidade do processo de produção e consumo de energia elétrica, 
com redução das emissões de carbono e de suas consequências para o meio ambiente. 
29. 
No Brasil, como em todo o mundo, temos presenciado um forte crescimento das fontes 
eólica e solar, que passam a dominar todos os prognósticos de crescimento da matriz elétrica. As 
projeções da Agência Internacional de Energia – IEA, mostram que essas fontes responderão por 80% de 
toda a expansão da matriz elétrica global1, até 2030. O que, no início, era uma agenda ambiental, com 
fortes investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento e políticas de subsídios, hoje é uma agenda 
econômica dado que tais fontes são as opções mais baratas para o consumidor, conciliando 
sustentabilidade e economicidade. 
30. 
O Crescimento no Brasil ocorreu, em grande medida, graças ao Programa de Incentivo às 
Fontes Alternativas – PROINFA, forte incentivos na Tarifa com redução do pagamento das Tarifas de Usos 
dos Sistemas de Transmissão e Distribuição, os incentivos da Geração Distribuída, além de bônus 
tributários com isenção de ICMS por parte de alguns estados.  
31. 
As mudanças decorrentes da grande inserção de renováveis também trazem desafios. Por 
serem variáveis, a geração depende da disponibilidade instantânea de recursos naturais, como vento e 
insolação, pois não há possibilidade técnica do armazenamento desses recursos energéticos renováveis 
em sua forma original, e considerando que oferta e a demanda por energia elétrica devem ser 
instantaneamente equilibradas em cada ponto do sistema elétrico, operar um sistema com tantas fontes 
variáveis não é trivial. 
32. 
Soluções com baterias ainda não têm se mostrado plenamente viáveis no curto prazo, 
apesar de já sinalizar viabilidade no médio prazo, principalmente se confirmada a agenda de 
modernizações para o setor de elétrico.  
 
1 International Energy Association – IEA, 2020, World Energy Outlook 2020.

Pág. 6 de 30 
 
33. 
Naturalmente, haverá momentos em que há um descasamento entre a oferta disponível e 
a demanda, levando o operador do sistema a rejeitar parte da geração potencial disponível, ainda que 
seu custo marginal seja nulo. Nos fins de semana e durante a madrugada, por exemplo, podemos ter 
grande geração renovável disponível e, por outro lado, não termos carga suficiente para absorvê-la. Nesse 
cenário, ou seja, quando utilizamos menos geração renovável do que está disponível em determinado 
momento do tempo, temos um corte (“curtailment”) dessa geração.  
34. 
Tratar regulatoriamente tal fenômeno é o centro da discussão no presente processo. Um 
ponto relevante no debate é que, apesar de estarmos tratando de eólicas, sob o ponto de vista conceitual, 
o mesmo entendimento pode ser estendido para as fontes solar, biomassa e hidrelétricas a fio d`água, o 
que só aumenta a responsabilidade que temos para tomar essa decisão. 
35. 
Por outro lado, há um ponto convergente na presente discussão. O mesmo fenômeno vem 
ocorrendo em todo o mundo e ao mesmo tempo. Nesse sentido, agentes setoriais, consumidores, 
pesquisadores, formuladores de políticas públicas, reguladores e operadores de sistema de todo o mundo 
estão debruçados sobre o tema, propondo soluções que busquem, essencialmente, maximizar os 
resultados para a sociedade. A seção a seguir traz algumas reflexões baseadas na experiência 
internacional que trazemos para enriquecer o debate. 
 
II.1 Experiência Internacional 
36. 
Um importante ensinamento capturado na experiência internacional sobre o tema é que 
temos de nos afastar do mais tentador de todos os erros, qual seja, afastar todo e qualquer risco dos 
empreendedores, repassando-os para os consumidores.  
37. 
A geração de energia elétrica deve ser compreendida como um bem, um serviço inalienável 
a ser prestado ao consumidor. Nesse sentido, a remuneração do gerador deve, essencialmente, estar 
atrelada ao serviço que presta, e a remuneração se dar pela contraprestação do serviço.  
38. 
Assim, caso decidamos repassar todos os riscos aos consumidores, assegurando 
compensação por todo e qualquer “curtailment”, estaremos tratando o gerador como um agente cuja 
remuneração é garantida e atrelada à simples disponibilização de uma obra (usina), independentemente

Pág. 7 de 30 
 
do serviço que presta aos consumidores. Estaríamos, ainda, inibindo uma série de agendas que buscam 
mitigar o problema do “curtailment” que poderia agregar muito valor para a sociedade e consumidores. 
39. 
Dentre as agendas que vêm sendo internacionalmente pensadas e implementadas, o 
atributo da “flexibilidade” é a palavra de ordem. A inflexibilidade das intermitentes deve ser compensada 
por maior flexibilidade do restante do sistema e, para que essa mudança ocorra, o atributo da flexibilidade 
deve ser devidamente recompensado. Nos próximos parágrafos, enumero as principais agendas que o 
mundo vem implementando para enfrentar, com soluções de mercado, o problema do “curtailment”. 
➢ Adequação da capacidade de transmissão – nem sempre há uma coincidência entre os potenciais 
eólicos e solar e os grandes centros de consumo. Por isso, a China vem investindo de forma massiva 
em linhas de transmissão que conectam o Norte, Nordeste e Noroeste do país (onde estão os 
maiores potenciais solar e eólico), com o Sul e o Leste do país (onde estão as maiores cidades). Da 
mesma forma, o Chile vem investindo de forma intensiva para interconectar as ensolaradas 
regiões do Atacama e Antofagasta, ao Norte do País, com Santiago, mais ao Sul. Também foi por 
meio de linhas de transmissão que o estado do Texas conseguiu incorporar grandes quantidades 
de fontes renováveis, ao mesmo tempo em que reduzia a necessidade de “curtailment”2. 
➢ Interligação com outros mercados – a energia que seria cortada, pode ser aproveitada por meio 
da interconexão com mercados adjacentes. Por meio de conexões com Suécia, Noruega e 
Alemanha3, a Dinamarca conseguiu gerar 50% de seu consumo de energia elétrica a partir das 
fontes solar e eólica em 20194. Da mesma forma, o excedente de geração solar que seria cortado 
na Califórnia tem sido uma fonte barata de energia para o estado do Arizona. Portugal tem 
utilizado a interconexão com a Espanha para exportar geração renovável que, de outra forma, 
seria cortada. 
➢ Resposta da demanda – como as fontes variáveis tornam os preços mais voláteis e a geração 
menos previsível, muito tem sido feito para que os consumidores respondam de forma mais ativa, 
deslocando consumo nos horários de ponta para períodos com excesso de oferta renovável. As 
 
2 2020. O’Shaughnessy et. Al. Too much of a good thing? Global trends in the curtailment of solar PV  
3 2016. Lori et. Al. Wind and Solar Energy Curtailment: A Review of International Experience 
4 https://denmark.dk/innovation-and-design/clean-energy

Pág. 8 de 30 
 
ações passam por incluir os consumidores, individualmente ou de forma agregada, nos mercados 
de energia, capacidade e serviços ancilares. Além disso, muito tem sido feito para aprimorar as 
tarifas aplicáveis aos consumidores finais, premiando os consumidores que consomem nos 
momentos em que há excesso de oferta. Com novas tecnologias de geração distribuída, 
armazenamento, inserção de veículos elétricos, mais medidores inteligentes e recursos de 
inteligência artificial, a tendência é uma participação cada vez maior da resposta da demanda no 
equilíbrio entre oferta e demanda dos sistemas elétricos. 
➢ Armazenamento – se há excesso de oferta renovável com custo marginal nulo sendo cortada, seria 
possível armazenar essa energia para utilização futura? Há inúmeras tecnologias de 
armazenamento sendo desenvolvidas. Desde as tradicionais usinas reversíveis (pumped hydro), 
passando pelas diversas tecnologias de baterias, armazenamento na forma de energia térmica, 
utilização de energia elétrica para produção de gases que posteriormente serão utilizados para 
geração de energia (power to gas), dentre outros. A título de exemplo, em fevereiro de 2018, a 
Federal Energy Regulatory Commission – FERC, publicou a Ordem n. 841/2018 que exige revisão 
das regras de todos os mercados interestaduais americanos para permitir que as tecnologias de 
armazenamento possam competir em condições de igualdade com os recursos tradicionais de 
geração e resposta da demanda, nos mercados atacadistas de energia elétrica, mercados de 
capacidade e mercados de serviços ancilares5. Com a flexibilidade gerada por recursos de 
armazenamento, menor é a necessidade de corte de geração intermitente. 
➢ Aperfeiçoamento nos preços – os mercados atacadistas têm atuado para reduzir a granularidade 
temporal e espacial dos preços. Dessa forma, os preços passam a refletir melhor as condições de 
oferta e demanda em cada instante e ponto do sistema, compensando melhor a flexibilidade de 
geração e a reação da demanda. Atualmente, é usual que os preços assumam valores negativos, 
de modo que os consumidores sejam remunerados pelos geradores para consumir nos momentos 
de excesso de oferta. Se os preços forem indutores da agregação de maior flexibilidade, maior será 
a capacidade de incorporar recursos renováveis intermitentes6. 
 
5 Federal Energy Regulatory Commission (2018) Order nº 841 – Final Rule 
6 2019. IRENA. INCREASING TIME GRANULARITY IN ELECTRICITY MARKETS

Pág. 9 de 30 
 
➢ Geração flexível – Diversos especialistas apontam para o Gás Natural como o combustível da 
transição energética, uma vez que combina baixas emissões de carbono com capacidade de 
despacho, controle e rampas rápidas e assim traz a simbiose perfeita com as fontes intermitentes, 
característica já reconhecida das hidrelétricas com reservatório. A flexibilidade dessas usinas deve 
ser reconhecida como atributo e devidamente remunerada por meio dos mercados de energia, 
capacidade e serviços ancilares. Esse é, inclusive, o entendimento desse relator. 
40. 
A discussão conceitual e a experiência internacional mostram que o problema deve ser 
enfrentado, preferencialmente, com soluções de mercado. Se há energia com custo marginal nulo sendo 
cortada, devemos encontrar formas para aproveitar a parte dessa energia que faz sentido econômico 
injetar nas redes e ser entregue aos consumidores, não simplesmente remunerar as empresas em 
detrimento dos consumidores.  
41. 
Caso optemos por simplesmente compensar geradores por qualquer corte de produção 
potencial, vamos ter contratação de energia barata e, no entanto, elevados preços finais ao consumidor. 
Nesse caso, o preço real do “serviço” de geração não estará sendo revelado nos contratos, mas por meio 
de diversos encargos que serão adicionados ao preço contratual. O preço ao consumidor final de energia 
elétrica será caro e não transparente. 
42. 
A boa notícia sobre os caminhos acima apresentados é que, praticamente, todas as 
agendas mencionadas estão em andamento no Brasil. A cada ano temos ampliado nossa capacidade de 
transmissão, reforçando a interligação dos maiores potenciais de geração renovável variável com os 
grandes centros de carga. É o caso das linhas de transmissão que conectam as usinas fio d`água da Região 
Norte e a geração eólica e solar da Região Nordeste com o maior centro de carga, no Sudeste/Centro-
Oeste. 
43. 
Com relação aos preços, foi introduzido o Preço de Liquidação de Diferenças Horário – 
PLD/horário, definido diariamente para cada hora do dia seguinte. Além disso, o limite máximo do PLD foi 
flexibilizado. A menor granularidade temporal, combinada com limites máximos mais elevados, tende a 
capturar melhor as nuances de oferta e demanda, trazendo mais precisão e capacidade de compensar a 
flexibilidade das usinas que tenham tal atributo.

Pág. 10 de 30 
 
44. 
Temos uma Consulta Pública em andamento, na qual discutimos as “Usinas Híbridas”, que 
são uma forma de se otimizar o uso das redes de transmissão por meio da combinação de diferentes 
fontes de geração num mesmo sítio. Também temos uma Tomada de Subsídios em andamento, na qual 
discutimos como incorporar recursos de armazenamento no setor elétrico brasileiro, com enorme 
potencial para minimizar a necessidade de corte de geração intermitente.  
45. 
A realidade não é diferente quando tratamos de resposta da demanda. Em dezembro de 
2020 a Diretoria da ANEEL decidiu estender o Programa Piloto de Resposta da Demanda para todos os 
consumidores livres conectados na rede de supervisão do Operador Nacional do Sistema – ONS. A 
ampliação do programa, combinado com a solução do GSF, tende a fazer com que a carga responda de 
forma mais ativa às oscilações de preços. 
46. 
Também temos nos aproximado de países vizinhos, como Uruguai e Argentina, para 
permitir exportar e importar energia desses países. Por fim, se soubermos bem aproveitar o gás natural 
do pré-sal, podemos agregar a flexibilidade das usinas térmicas como forma de suportar uma participação 
cada vez maior de usinas renováveis variáveis.  
47. 
As análises e experiências internacionais indicam que eventuais ressarcimentos, quando 
encontrados, têm sido bastante residuais. Por exemplo, na Itália há a possibilidade de compensação por 
contrained-off para geradores eólicos, no entanto, se o gerador não se adequar a todos os requisitos 
previstos nos Códigos de Rede, somente interrupções superiores a 80 horas serão compensadas. Em 
Portugal, são autorizadas compensações, mas somente quando as perdas superam 50 horas em 
capacidade plena da usina. Na Espanha, restrições previstas na programação não são compensadas, 
restringindo-se, portanto, àquelas que ocorrem na operação em tempo real. Na Suécia, somente 
restrições de rede permitem o cálculo de compensações7.   
48. 
A análise conceitual e a experiência internacional, acima descritas, foram importantes para 
definirmos aqui duas questões fundamentais:  
 
7 2016. Lori et. Al. Wind and Solar Energy Curtailment: A Review of International Experience

Pág. 11 de 30 
 
i) 
Soluções de mercado – devemos buscar soluções de mercado, nas quais os agentes 
precifiquem e contratem riscos e preços por meio dos instrumentos adequados. Tal agenda 
está muito mais sintonizada com a modernização do setor elétrico, que prevê desoneração 
das tarifas, abertura do mercado livre e menor intervenção administrativa no 
comportamento do mercado. 
ii) 
Delimitar o constrained-off passível de ressarcimento – nem todo corte de geração 
renovável intermitente potencial deve ser considerado contrained-off. É absolutamente 
usual, e não deve ser alvo de compensação, que em alguns momentos simplesmente haja 
excesso de oferta, limitação da capacidade de interligação entre distintas regiões ou 
necessidade de se reduzir a geração para atendimento a requisitos de confiabilidade da 
rede. Tais fenômenos são riscos usuais de mercado os quais todos os agentes geradores 
estão sujeitos e, portanto, devem ser precificados pelos agentes. 
49. 
Passando à análise do caso concreto, a seção seguinte trata da análise dos casos passados, 
cuja avaliação restou sobrestada pelo Despacho n. 2.303, de 2019. Na sequência, trato da metodologia 
que servirá de base para o tratamento dos casos futuros. 
 
II.2 – Tratamento regulatório a ser dado aos casos cuja análise restou sobrestada pelo Despacho n. 
2.303, de 2019 
50. 
    Com base na recomendação constante do Memorando n. 072/2019-SRG/ANEEL, a 
Diretoria da ANEEL decidiu, por meio do Despacho n. 2.303, de 2019, “determinar à Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que proceda à suspensão, até a decisão final sobre o Resultado 
da Audiência Pública nº 034/2019, dos ressarcimentos estabelecidos na Contratação de Energia Elétrica 
no Ambiente Regulado e na Contratação de Energia de Reserva, referentes ao ano contratual, apurados a 
partir de agosto de 2019, relativos a usinas eolioelétricas objeto de pedidos de reconhecimento de 
Constrained-off à ANEEL.” Caberia à SRG manter a CCEE informada acerca dos pedidos de reconhecimento 
de constrained-off das usinas eólicas. 
51. 
A decisão, portanto, limitou-se aos agentes com Contratos de Comercialização de Energia 
Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR e Contratos de Energia de Reserva – CER. Tais contratos contêm

Pág. 12 de 30 
 
cláusulas de ressarcimento aos consumidores quando os geradores não conseguem gerar a quantidade 
contratada. Em análises caso a caso, a ANEEL vinha reconhecendo o direito de não ressarcir a parte 
compradora em função da ausência de geração por constrained-off. Considerando que havia dúvida 
razoável a respeito das razões da não entrega de energia contratada, os ressarcimentos foram suspensos 
a partir de agosto de 2019. 
52. 
Quando se avaliam o Memorando da SRG e o Voto Condutor do Despacho 2.303, de 2019, 
pode-se inferir a expectativa, porém não uma certeza, de que seria aplicada aos referidos casos a 
metodologia que fosse definida ao final da Consulta Pública, conforme trechos a seguir transcritos: 
Memorando n. 072/2019-SRG/ANEEL: 
 
“1.  
 
Mediante a Nota Técnica nº 147/2018-SRG/ANEEL, de 14/12/2018, a SRG 
recomendou à Diretoria a abertura de Audiência Pública, por intercâmbio documental, com vistas 
a colher subsídios e informações adicionais para elaboração de Resolução Normativa para 
estabelecer procedimentos e critérios para apuração de restrição de operação por Constrained-off 
de usinas eólicas. Nessa Nota Técnica, SRG informou que há pedidos para reconhecimento de 
Constrained-off com análise sobrestada, à espera da definição do tratamento regulatório a ser 
providenciado à matéria. A proposta apresentada é que, após a publicação da Resolução 
Normativa em apreciação, os procedimentos e critérios para apuração de restrição de operação 
por Constrained-off de usinas eólicas a serem estabelecidos pelo normativo sejam aplicados a 
esses casos. A saber, atualmente, há cerca de 100 pedidos para reconhecimento de Constrained-off 
de usinas eólicas sobrestadas na SRG, acumulados durante esse período.” (Grifos Nossos) 
 
Voto condutor do Despacho n. 2.303, de 2019: 
 
“24.  
 
A SRG ressaltou que há na ANEEL pedidos para reconhecimento de constrained-off 
pendentes de julgamento, os quais encontram-se sobrestados na SRG, à espera da definição do 
tratamento regulatório a ser providenciado à matéria. Conforme proposta da Superintendência, 
após a publicação da Resolução Normativa em apreciação, os procedimentos e critérios para 
apuração de restrição de operação por constrained-off de usinas eólicas a serem estabelecidos pelo 
normativo seriam aplicados a esses casos. Por isso, foi proposto suspender a análise dos pedidos de 
reconhecimento de constrained-off até o fechamento da AP.  
 
25.  
 
Entendemos adequada a proposta de suspensão cautelar das análises de novos 
pedidos, dado que serão aprofundados os critérios a serem adotados para tratamento do 
constrained off de usinas eólicas. Inclusive, deve ser definido quando da aprovação da norma ”se” 
os procedimentos a serem aprovados pela ANEEL serão aplicados aos casos que ora propomos 
suspender a análise ou “se” será proposto tratamento específico para esses casos.” (Grifos 
Nossos)

Pág. 13 de 30 
 
53. 
O Diretor Relator propôs, corretamente, e a Diretoria da ANEEL decidiu deixar em aberto a 
possibilidade da aplicação da nova metodologia aos casos cuja análise restou sobrestada pelo referido 
Despacho, ao afirmar que, futuramente se decidira “[...] se os procedimentos a serem aprovados pela 
ANEEL serão aplicados aos casos que ora propomos suspender [...]” 
54. 
Não poderia ser diferente, dado que sem conhecer a metodologia que viria a ser aprovada, 
e nem tampouco as bases de dados e sistemas necessários à sua implementação, a Diretoria não poderia 
assegurar a aplicação ou não da nova metodologia aos casos sobrestados. 
55. 
Em sua contribuição à Consulta Pública n. 34/2019, o ONS, a quem será incumbido grande 
parte da operacionalização da presente Norma, deixa claro que a Resolução Normativa somente poderia 
ter início de vigência após seis meses de sua publicação, dado que “para a realização deste novo processo 
serão necessárias adequações no sistema de apuração da geração (SAGIC) e aprimoramentos nos fluxos 
de trabalho do ONS”. 
56. 
Buscando obter elementos objetivos e práticos acerca da factibilidade operacional de se 
implementar tal metodologia, no dia 3 de março de 2021, foi realizada reunião entre ANEEL, CCEE e ONS. 
O Operador entende inviável a retroação da metodologia proposta para a análise dos casos futuros pelas 
seguintes razões: 
i. 
Classificação das restrições – o ONS, atualmente, vem registrando os fenômenos de 
constrained-off conforme metodologia que vinha sendo aplicada pela ANEEL. A 
reclassificação conforme nova metodologia seria inviável e poderia resultar em grande 
imprecisão, dado que os registros são efetuados na operação em tempo real, pelas equipes 
da sala de controle, registros esses efetuados de forma manual nos relatórios diários de 
operação ou por meio de audições de gravações telefônicas da comunicação operacional 
realizada na sala de controle. 
ii. 
Geração Potencial – Atualmente, o ONS simplesmente informa períodos, motivo e 
limitação imposta pela operação do sistema. Para tal, são desnecessárias informações de 
medições anemométricas e de disponibilidades de potência dos aerogeradores, constantes 
da Minuta de Resolução Normativa, que serão futuramente utilizadas no cálculo da curva

Pág. 14 de 30 
 
de produtividade dos aerogeradores. Não há dados históricos confiáveis de 
disponibilidades dos aerogeradores e nem de medições de vento sendo armazenados. A 
tentativa de reconstruir tal histórico levaria a imprecisões e, principalmente, riscos de 
beneficiar ou prejudicar os agentes.  
57. 
Esclareço,  que não ocorrerá  retroação da futura metodologia a ser adotada para 
tratamento dos pagamentos de constrained-off, que tratarei na seção III.3 do Voto. Primeiro, por 
inviabilidade operacional. Segundo, porque, juridicamente, no entendimento da Procuradoria, as 
restrições ocorridas no passado não podem ser alcançadas por nova norma. Em terceiro, porque essa tem 
sido a entendimento recorrente da Diretoria da ANEEL, de que normas novas só têm efeitos prospectivos. 
58. 
Afastada a hipótese de retroação de norma nova, resta a dúvida relativa à regra a ser 
aplicada no tratamento dos casos passados. A principal controvérsia reside na possibilidade de se fazer 
ressarcimentos por constrained-off às usinas que comercializam energia no Ambiente de Contratação 
Livre – ACL.  
59. 
 
60. 
Considero importante aprofundar um pouco mais nesse tema, dado havercontrovérsia a 
respeito da melhor interpretação jurídica. A Abeeólica argumenta que a Resolução Normativa n. 637, de 
2014, previu que as Regras de Comercialização, a serem publicadas até 31 de dezembro de 2014, 
considerassem as alterações constantes da Nota Técnica n. 123/2014. Os argumentos se baseariam no 
fato de que a referida Nota Técnica e o Voto condutor da referida Resolução mencionavam a possibilidade 
de se ressarcir as usinas eólicas do Ambiente de Contratação Livre – ACL, por meio de Mecanismo Auxiliar 
de Cálculo – MAC. Entende, portanto, a Abeólica, que existe previsão normativa para o pagamento de 
contrained-off ao ACL, desde a publicação de referida Resolução. Discordo desse posicionamento. 
61. 
Embora a Resolução Normativa faça menção à Nota Técnica da SEM que trata das 
alterações das Regras de Comercialização, o fato objetivo é que as Regras de Comercialização que viriam 
a ser aprovadas nos termos da referida Resolução jamais previram o pagamento de constrained-off para 
o ACL. De forma distinta, as Regras de Comercialização aprovadas, nos termos da REN n. 637, de 2014, 
sempre previram o referido pagamento ao Ambiente de Contratação Regulada – ACR, no âmbito dos

Pág. 15 de 30 
 
Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR e Contratos de Energia de 
Reserva - CER.  
62. 
Na Regra de Comercialização que trata da Receita de Venda de CCEAR, Versão 2015.1, 
aprovada sob o comando da REN 637, há clara previsão regulatória para tratamento de constrained-off 
de eólicas no âmbito dos CCCEARs. A compensação aos geradores se daria por meio da redução das 
compensações por energia não gerada. Ou seja, quando o gerador não gera toda a energia que 
comercializou, tem que ressarcir a parte contratante e, nessa compensação, seriam descontados os 
eventos de restrição elétrica. Veja o que dispôs a regra, textualmente: “Para usinas eólicas 
comprometidas com CCEARs, o cálculo do Fator Total de Energia Não Gerada Anual ocorrerá no último 
mês de cada ano contratual. O acrônimo ENF_DTFp,t,l,f pode ainda ser utilizado pela Aneel para 
ressarcimento da energia não fornecida por restrição elétrica.”  
63. 
Comando similar constou das Regras de Comercialização relativas à Contratação de Energia 
de Reserva, Versão 2015.1.0, também aprovada sob o comando da REN 647, de 2014. Na seção da Regra 
que trata de “Contratação de Energia de Reserva - Fonte Eólica” há comando específico relativo à 
compensação por constrained-off, conforme trecho a seguir transcrito: “o acrônimo ENF_DTp,t,l,fCER 
pode ainda ser utilizado pela Aneel para considerar os casos de não fornecimento de energia por 
postergação do início de suprimento do contrato ou para ressarcimento da energia não fornecida por 
restrição elétrica.” 
64. 
Logo, as regras claramente previram a atenuação por contrained-off para as usinas eólicas 
que comercializaram energia em CCEAR e CER. A compensação se daria por redução das compensações a 
serem feitas por energia não fornecida e, consequentemente, jamais foram utilizados recursos de ESS 
para as referidas compensações. 
65. 
De outro lado, nunca houve um caderno das Regras de Comercialização que previsse o 
pagamento de constrained-off para o Ambiente de Contratação Livre – ACL. Não havia, portanto, regra 
geral e abstrata que previsse a compensação por constrained-off às eólicas do ACL.  
66. 
Tal entendimento fica bastante evidente, no voto condutor do Despacho n. 377, de 2018. 
Ao negar o pedido do agente, o Diretor Relator deixa claro que “a meu ver, a SRM conclui, corretamente,

Pág. 16 de 30 
 
que não há nenhuma base legal, regulatória ou contratual que imponha à ANEEL a obrigação de conceder 
alívio financeiro, em detrimento do consumidor, em caso de constrained-off para empreendimentos que 
comercializam energia no Ambiente Livre, em qualquer modalidade”.  
67. 
E aqui senhores diretores não há de se alegar falta de coerência no julgamento da ANEEL, 
uma vez que se trata do mesmo Diretor Relator da Resolução Normativa n. 637, de 2014, ratificando e, 
portanto, deixando claro e inequívoco que o constrained-off ao ACL não foi normatizada pela ANEEL. E de 
forma a deixar mais inequívoco a decisão assentada pela Diretoria da ANEEL, o caso concreto que 
destaquei, inclusive, tratava-se de um agente que comercializava energia em CCEAR e no ACL. Para os 
CCEAR, foi reconhecido o direito ao constrained-off e para o ACL, tal direito foi negado por ausência de 
norma que lhe assegurasse tal direito. 
68. 
O entendimento nem poderia ser diferente dado que tanto a Lei n. 10.848, de 2004, 
quando o Decreto n. 5163, de 2004, são bastante claros ao estabelecer que a utilização de recursos de 
ESS só pode ser feita conforme regras e procedimentos de comercialização. Como as regras não previam 
tal pagamento, certamente não poderiam ser utilizados recursos de ESS para tal finalidade. 
69. 
Descartada a hipótese de que havia norma que assegurasse o direito ao ACL, como segundo 
ponto, deve ser avaliada se a jurisprudência administrativa confirmou tal direito, ainda que não previsto 
em norma. Entendo que não. 
70. 
O primeiro precedente mencionando pelas partes reclamantes trata-se do  Despacho n. 
4.819, de 2014. Embora, o referido despacho tenha reconhecido o pagamento de constrained-off a usinas 
eólicas que comercializaram energia no ACL, por ESS, o fato é que tal decisão é anterior ao início da 
vigência das Regras de Comercialização de 2015, aprovadas pela REN 637, de 2014 e, portanto, trata-se 
de uma decisão aprovada pela ANEEL na análise de um caso concreto, mas que depois viria a ser 
normatizada em sentido contrário. O entendimento, portanto, foi superado por regra nova. 
71. 
O segundo precedente enunciado,  trata-se de um Despacho n. 379, de 2015, da SEM que 
reconheceu o direito ao constrained-off para usinas do ACL. Com todo respeito, acredito que a SEM errou 
ao tomar tal decisão dado que os cadernos de regras, conforme acabo de demonstrar, não tinham 
qualquer previsão para o pagamento de constrained-off para o ACL. Ademais, como não houve recurso

Pág. 17 de 30 
 
administrativo contra a referida decisão, tal entendimento jamais foi confirmado pela Diretoria Colegiada 
dessa Agência. 
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL DESPACHO No 379, DE 13 DE FEVEREIRO DE 
2015  
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO ECONÔMICA E ESTUDOS DO MERCADO SUBSTITUTO DA 
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições conferidas pela Portaria 
ANEEL nº 3.394, de 19 de dezembro de 2014, nos termos das Regras de Comercialização, versão 2015, 
aprovadas por meio da Resolução Normativa 637/2014, e considerando o que consta na Nota Técnica nº 
022/2015-SRM/ANEEL, de 12 de fevereiro de 2015 e do Processo n o 48500.006221/2014-91, resolve 
determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que, na contabilização referente ao mês 
de janeiro de 2015 do Mercado de Curto Prazo, realize os ajustes financeiros especificados na Tabela em 
anexo, via Mecanismo Auxiliar de Cálculo, a débito dos consumidores do submercado impactado pelas 
restrições na proporção de seus consumos.  
72. 
Posteriormente, ao analisar outro pedido de Constrained-off a SEM negou o pleito, e 
quando a matéria foi levada para julgamento pela Diretoria da ANEEL, houve decisão no sentido de 
confirmar a inexistência de norma para o pagamento de Constrained-off para o ACL, conforme já repisado 
no item 66 do presente voto, que trago novamente - “a meu ver, a SRM conclui, corretamente, que não 
há nenhuma base legal, regulatória ou contratual que imponha à ANEEL a obrigação de conceder alívio 
financeiro, em detrimento do consumidor, em caso de constrained-off para empreendimentos que 
comercializam energia no Ambiente Livre, em qualquer modalidade”.  
73. 
Por fim, destaco o risco do subsídio cruzado do ACR ao ACL na hipótese de retroação do 
tratamento ao ACL. Como destaquei, as Regras de Comercialização previam que as compensações fossem 
feitas dentro dos CCEAR e CER e, portanto, eram pagas pelas partes contratantes. Caso o direito seja 
estendido ao ACL, terá que ser pago por ESS, imputando aos   consumidores cativos grande parte dessa 
conta, uma vez que são responsáveis pelo pagamento de aproximadamente 70% do ESS. Haveria, 
portanto, um subsídio cruzado dos consumidores do ACR ao ACL. 
74. 
Descartadas as hipóteses de matéria normatizada e de jurisprudência favorável às usinas 
do ACL, vale dizer que as decisões administrativas consolidada à época da suspensão da análise dos casos

Pág. 18 de 30 
 
concretos, pelo Despacho n. 2.303, de 2019, consistiam em cumprir as Regras de Comercialização 
aprovadas, ou seja, se restringiam aos CER e aos CCEAR.  
75. 
De modo a tornar o processo mais dinâmico e célere, sugiro uma Regra de Comercialização 
adicional para que toda a operacionalização e a álgebra do procedimento a ser operacionalizado pela 
CCEE e o ONS estejam exaustivamente definidos. Para tal, solicitei à CCEE que encaminhasse a Minuta da 
Regra de Comercialização a ser utilizada em tais casos. As regras atendem às seguintes diretrizes básicas, 
constantes da Nota Técnica da SRG: 
i. 
São passíveis de apuração dos montantes de energia não fornecida somente os eventos 
provocados por restrições elétricas em instalações externas às respectivas usinas eólicas. 
São excluídas, portanto, as restrições de natureza energética. 
ii. 
Caberá ao ONS definir o período dos eventos de constrained-off, bem como as usinas 
eólicas atingidas pelas restrições. 
iii. 
Os valores de energia não fornecida não podem superar o montante mínimo para tornar 
nulo o montante de ressarcimento. Ou seja, se a restrição por constrained-off calculada, 
somada à geração realizada, por superior à obrigação de entrega, a quantidade de 
constrained-off fica limitada ao montante necessário para tornar nula a obrigação de 
ressarcimento8. 
iv. 
Os valores de energia não fornecida devem ser apurados proporcionalmente ao fator de 
operação comercial das usinas eólicas e ao fator de comprometimento com o contrato.  
v. 
Os valores de energia não fornecida devem também ser aplicados aos processos de 
reconciliação contratual. 
76. 
Considerando que a Decisão do Desembargador João Batista Moreira determinou que  a 
ANEEL deve decidir sobre a Regulamentação da matéria em até 60 dias contados da notificação, que se 
encerram no dia 22 de março de 2021, e em mais 15 dias decidir sobre os casos cuja análise restou 
sobrestada, conforme recomendação da Procuradoria, proponho incluir nas disposições transitórias da 
Resolução Normativa, os critérios a serem adotados na Regra de Comercialização que tratará dos casos 
até o sexto mês posterior à publicação da Norma, incluindo os casos cuja análise restou interrompida pelo 
 
8 O Despacho n. 2.192, de 2020, que analisa os pedidos das Eólicas Renascença I a IV e Ventos de São Miguel ilustra tal procedimento.

Pág. 19 de 30 
 
Despacho n. 2.309, de 2019. Tal dispositivo torna clara a impossibilidade de estender o tratamento, para 
esse período, às usinas do ACL, dado que, conforme asseverado no Parecer da Procuradoria, “no ACL, não 
havia qualquer previsão normativa que possibilitasse o reconhecimento de constrained off no passado” 
77. 
Além disso, sugiro determinar à SRG que, em cinco dias úteis contados da publicação da 
REN, instaure a Tomada de Subsídios para discutir a regra de comercialização, com competência para 
aprová-la se estiver de acordo com os critérios incluídos na REN pela Diretoria.  
78. 
Importante mencionar que a CCEE deverá efetivar as devidas cobranças dos custos desta 
implementação e operacionalização, mensalmente. 
79. 
Segundo informação da CCEE, há atualmente R$ 846,63 milhões em ressarcimentos retidos 
desde a competência de agosto de 2019, conforme determinação do Despacho n. 2.303, de 2019. 
Simulações iniciais feitas pela CCEE, a pedido desta relatoria, mostram que somando-se todas as 
competências, os valores de constrained-off podem  resultar em valores da ordem de R$ 100,12 milhões 
e, consequentemente, os consumidores receberiam um saldo líquido de R$ 746,50 milhões, conforme 
tabela a seguir. 
Tabela 1 – Simulação dos efeitos do constrained-off para os casos cuja análise restou interrompida 
pelo Despacho n. 2.303, de 2019 
Item 
Ressarcimentos 
retidos desde 
agosto de 2019 
Constrained-off 
desde agosto 
de 2019 
Constrained-off 
até julho de 
2019 
Saldo Líquido 
% Constrained-
off desde 
agosto de 2019 
CCEAR 
  
425.168.442,16  
    
61.612.026,58  
      
1.315.459,48  
  
362.240.956,10  
14,5% 
CER 
  
421.456.587,83  
    
27.322.463,47  
      
9.872.564,05  
  
384.261.560,31  
6,5% 
Total 
  
846.625.029,99  
    
88.934.490,05  
    
11.188.023,53  
  
746.502.516,41  
10,5% 
80. 
 Considerando que os consumidores cativos respondem por 68% dos recursos da CONER, 
e todos os recursos dos CCEAR, terão R$ 630,33 milhões do saldo líquido. Nesse sentido, a 
regulamentação da matéria e, portanto, a retomada dos ressarcimentos será benéfica para a modicidade 
tarifária, podendo trazer alívio médio de cerca de 0,35% nas tarifas dos consumidores. 
 
II.3 – Resolução Normativa, resultado da Audiência Pública n. 34, de 2019
Item    Ressarcimentos      Constrained-off      Constrained-off    Saldo Líquido        % Constrained-  
    retidos desde      desde agosto      até julho de            off desde  
    agosto de 2019      de 2019      2019            agosto de 2019  
  425.168.442,16      61.612.026,58      1.315.459,48      362.240.956,10          
  421.456.587,83      27.322.463,47      9.872.564,05      384.261.560,31          
Total                          10,5%    
    846.625.029,99      88.934.490,05      11.188.023,53      746.502.516,41        

Pág. 20 de 30 
 
81. 
Durante a etapa de contribuições na Audiência Pública e diversos debates dentro e fora da 
Agência houve o questionamento sobre a possibilidade legal de se utilizar recursos de ESS para 
pagamento de constrained-off de usinas eólicas.  
82. 
A controvérsia acima também foi objeto de consulta à Procuradoria que, em seu Parecer, 
entendeu existir a previsão legal de pagamento de restrições na operação de segurança e confiabilidade 
sistêmica por ESS, seja no ACL ou no ACR, no § 10 do art. 1º da Lei n. 10.848, de 2004, sendo necessário, 
entretanto, que haja regulação prévia pela ANEEL, observando a alocação de riscos dos contratos, além 
da necessidade de evitar qualquer tipo de subsídio cruzado entre os ambientes de contratação.   
II.3.a- Usinas elegíveis 
83. 
A discussão da Audiência Pública n. 34, de 2020, centrou-se em torno da inclusão das usinas 
eólicas do Tipo III na metodologia. Usinas do Tipo III são aquelas conectadas fora da Rede Básica e que, 
portanto, não causam impactos na operação eletroenergética do Sistema Interligado Nacional – SIN.  
84. 
Como principal característica essas usinas não possuem programação e nem despacho 
centralizados e, por este motivo, não possuem relacionamento operacional com o ONS e, exatamente por 
essa razão, concordo com a avaliação do ONS que se manifestou pela inviabilidade de inclusão dessas 
usinas na apuração de constrained-off.  
85. 
As usinas eólicas despachadas centralizadamente ou conjuntos de usinas eólicas que são 
considerados na programação do ONS9, por sua vez, representam 93,3%, e desta forma são elegíveis à 
apuração dos eventos de constrained-off.  
 
II.3.b-  Geração Potencial de Referência (caso não houvesse a restrição por constrainded-off)  
86. 
A discussão fundamental do presente processo, e a qual temos de nos debruçar, refere-se 
em identificar se há de fato um problema associado à restrição de geração, no caso eólica, decorrente de 
eventos de constrained-off, e qual a melhor forma de se calcular essa geração, caso não houvesse a 
restrição por constrained-off.  
 
9 Boletim Mensal de Geração Eólica – Dezembro/2020 - ONS

Pág. 21 de 30 
 
87. 
Desde a Consulta Pública n. 08, de 2018, conduzida no âmbito da SRG, a grande maioria 
dos agentes entendeu que o cálculo deveria ser feito a partir de dados anemométricos. Os principais 
argumentos apresentados foram que, tanto as usinas do ACL quanto do ACR têm a obrigatoriedade de 
realizar medições anemométricas, que as estações anemométricas seguem padrões internacionalmente 
reconhecidos, e que são calibradas em periodicidade padrão, concluindo que haveria confiabilidade e 
representatividade suficientes nos dados. 
88. 
O segundo debate diz respeito à melhor fonte de dados anemométricos, se as torres de 
medição (Torre AMA10) ou os dados coletados na nacele dos aerogeradores. Com base nas contribuições 
recebidas da Abeeólica e do próprio ONS na AP n. 34, de 2020, com recomendação favorável da SRG, 
concluiu-se que o dado mais confiável para realizar as medições de vento são as torres de medição (Torre 
AMA).  
89. 
Nesse sentido, o agente de geração deverá disponibilizar acesso ao ONS dos registros das 
medições anemométricas, como também apresentar as disponibilidades de potência nominal dos 
aerogeradores desde a data de entrada em operação comercial, em conformidade com critérios técnicos 
estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Os agentes que eventualmente não apresentem essas 
medições, perderão o direito à compensação dos eventos classificados como constrained-off. 
90. 
Na proposta de normativo que ora apresento, o próprio Operador ficará responsável por 
elaborar as curvas de produtividade por usina a partir dos dados de geração e velocidade do vento 
fornecidos pelos agentes eólicos, com base na metodologia de estimação da curva de produtividade 
utilizada no modelo de previsão de geração eólica em uso pelo ONS, aprovada pelos agentes, sendo 
também previsto na regulamentação a atualização anual das curvas de produtividade dos agentes.  
91. 
Por fim, e com o objetivo de assegurar máxima transparência e, principalmente, 
reprodutibilidade dos resultados, todas as informações utilizadas para calcular a referência da frustração 
de geração de energia devem ser disponibilizadas pelo ONS em plataforma de acesso público. 
 
II.3.c Eventos que implicam em redução de geração de usinas eólicas e aqueles que justificam a 
compensação por constrained-off 
 
10 Acompanhamento de Medições Anemométricas

Pág. 22 de 30 
 
 
 
92. 
A partir das análises das contribuições trazidas na Audiência Pública, foi possível classificar 
em três tipos de eventos associados às reduções de geração das usinas eólicas, são eles: 
i. 
Razão Elétrica 1 - Razão de indisponibilidade externa: motivadas por indisponibilidades 
em instalações externas às respectivas usinas sejam nas (i) instalações de transmissão 
classificadas como Rede Básica; ou (ii) Demais Instalações de Transmissão – DITs no âmbito 
da distribuição. Dessa forma, esta classificação não abarca instalações de uso exclusivo ou 
compartilhado do gerador, sob sua gestão ou de terceiros. Nessa classificação, estariam 
incluídas as indisponibilidades de linhas de transmissão, transformadores, disjuntores e 
instalações de subestações em geral.  
 
ii. 
Razão Elétrica 2 - Razão de atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica: motivadas 
por razões de confiabilidade elétrica que não tenham origem em indisponibilidades de 
equipamentos do sistema de transmissão. Nessa classificação, estariam incluídas as 
situações de redução de geração devido ao atingimento de limite de linhas de transmissão, 
de carregamento de equipamentos, de requisitos de estabilidade dinâmica etc. 
 
iii. 
Razão Energética - motivados por atendimento a critérios operativos associados à 
confiabilidade energética. Nessa classificação, estariam incluídas restrições de geração 
para efeitos de balanço carga e geração, desde que não motivadas pelas razões anteriores. 
93. 
Classifica-se o risco de ocorrência de redução ou limitação de geração devido a 
atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica, descrito na Razão Elétrica 2, como de natureza 
ordinária, senão vejamos: 
94. 
Não se pode classificar tal condição como extraordinária, uma vez que a atuação do 
Operador nessas situações é originária da necessidade de se manter a segurança operativa do sistema 
elétrico e não da ocorrência de indisponibilidade de equipamentos. A segurança operativa do sistema 
elétrico deve ser observada continuamente pelo Operador, de modo que os critérios operativos devem 
ser constantemente e permanentemente atendidos pelos agentes conectados à rede. É intrínseco ao

Pág. 23 de 30 
 
funcionamento de sistemas elétricos, e, portanto, associa-se às próprias leis da física que regem a 
estabilidade da operação. 
95. 
Assim, a necessidade de se reduzir ou limitar a geração das usinas eólicas nessas situações, 
faz parte da dinâmica da operação de sistemas elétricos, sendo, portanto, risco ordinário de quantidade 
aos quais todos os agentes, indistintamente, estão submetidos, em regra. Do exposto, acompanho 
recomendação da SRG no sentido de não se deve prever atenuação de ressarcimento e nem o pagamento 
de ESS por tal motivação. 
96. 
O mesmo se aplica à Razão Energética. Por se tratar de necessidade de redução ou 
limitação de geração para efeitos, em geral, de balanço carga-geração, cuja ocorrência é mais típica nos 
períodos de carga leve (madrugada e fins de semana), caracteriza-se também por risco ordinário de 
quantidade de energia, pois trata-se da função primordial das usinas, qual seja, atender à carga do sistema 
respeitando sua curva/modulação, conceito também elementar de sistemas elétricos de potência.  
97. 
Qualquer sistema elétrico que tenha participação significativa de fontes de energia com 
produção intermitente ou com disponibilidade fortemente variável no tempo, como por exemplo a 
geração hidrelétrica (sobretudo a fio d’água) e das fontes eólica e solar, estão sujeitos a situações nas 
quais ocorre excesso de oferta não despachável em relação à demanda. Nessas situações, o custo 
marginal é nulo e o Operador do Sistema acaba por rejeitar parte da oferta, o que pode conduzir a 
vertimentos turbináveis em usinas hidrelétricas, e/ou interrupção da geração em usinas eólicas, solares e 
outras. 
98. 
Como bem apontado na contribuição feita pela Consultoria PSR, esta é uma situação de 
“vertimento de energia”, distinta daquela denominada constrained-off, caracterizada pelo fato de uma 
usina não ser despachada, mesmo tendo custo variável inferior ao Custo Marginal de Operação. 
Diferentemente das situações de vertimentos, o que há é Custo Marginal de Operação nulo, que implica 
na impossibilidade total de atendimento à própria definição de constrained-off. Em diversos países, 
inclusive, nesses momentos os preços assumem valores negativos, e os consumidores são pagos para 
consumir energia em momentos de excesso de oferta de renováveis intermitentes. Por se tratar de risco 
ordinário de quantidade, as ocorrências de eventos por razões energéticas não devem conduzir à 
atenuação de ressarcimento ou pagamento de ESS.

Pág. 24 de 30 
 
99. 
Concordo, portanto, com o encaminhamento da SRG, no sentido de que somente a Razão 
Elétrica 1 – Razão de Indisponibilidade Externa, seja elegível à atenuação de ressarcimento ou pagamento 
de ESS, uma vez que esse caso refere-se a fenômeno imprevisível, de difícil atenuação ou precificação, 
para o qual as agendas de modernização pouco impacto terão.  
100. 
Em outras palavras, ainda que aprimoremos os preços dos mercados atacadistas, 
consigamos estimular maior participação da demanda, inserir recursos de armazenamento, expandir a 
capacidade de transmissão das interligações entre submercados, ampliar a integração com países vizinhos 
e inserir usinas flexíveis, ainda assim, podem ocorrer falhas nos sistemas de transmissão, acima do nível 
esperado, que impedirão os geradores de participar do mercado, mesmo que tenham sido programados 
para gerar dentro da ordem de mérito. 
101. 
Ainda que se considere a ocorrência de desligamentos dessa natureza passíveis de 
compensação, há ainda de se considerar qual nível de interrupção deve ser elegível para compensação, 
sendo o entendimento da área, ao qual me alinho, de que somente as interrupções que superem a 
quantidade usual e esperada de indisponibilidade das instalações de transmissão deve ser compensado.  
102. 
Para mensurar tal indicador, foi utilizado o Relatório de Análise Estatística de 
Indisponibilidades Programadas e Não Programadas – 2018 publicado pelo ONS. Numa média móvel dos 
últimos cinco anos (2014 a 2018) verifica-se que, em média, a disponibilidade das Funções de 
Transmissão11 foi de 99,1077%. Logo a taxa de indisponibilidade esperada, calculada pela SRG, foi de 
0,8923% que, quanto aplicada a um mês com 730 horas, resulta em 6h30. Portanto, somente o 
contrained-off em razão de indisponibilidade externa, que supere 6h30 por mês seria passível de redução 
dos ressarcimentos contratuais ou pagamento por ESS. 
103. 
Concordando integralmente com o conceito, recomendo somente um ajuste na forma de 
aplicação. O relatório do ONS mensura a disponibilidade em bases anuais, conforme trecho a seguir 
transcrito: 
“4.1 Resultados do indicador de disponibilidade de Funções Transmissão 
 
11 Linhas de Transmissão, Transformação, Banco de Capacitores, Compensação Série e Reatores, entre 230 kV e 500 kV.

Pág. 25 de 30 
 
Esse indicador tem como objetivo o gerenciamento do desempenho das Funções Transmissão 
quanto à porcentagem de tempo em que a função esteve em operação ou disponível para operar, 
durante o período considerado. 
Formulação: 
 
Para esse relatório, é apresentado o resultado anual, adotando-se 8.760 horas como valor total do 
período, para anos normais, e 8.784 horas, para anos bissextos. Para Funções Transmissão que 
entraram em operação durante o período considerado, o cálculo do indicador considera o número 
de horas a partir da entrada em operação comercial da função. Quanto à agregação, são 
apresentados os resultados por tipo de FT e nível de tensão.” 
104. 
Dessa forma, para que a aplicação se dê forma ainda mais fidedigna com a apuração 
procedida pelo ONS, sugiro que a taxa de indisponibilidade seja aplicada sobre o período anual, de 8.760 
horas, que resulta em 78 horas por ano. Logo, as compensações por constrained-off teriam início somente 
após transcorridas 78 horas de indisponibilidade no ano civil. Isso porque, uma linha de transmissão pode 
estar indisponível acima de 6h30 em determinado mês e ainda assim fechar o ano abaixo do nível 
esperado de indisponibilidade, de 78 horas, situação em que as compensações não deveriam ocorrer12. 
Vale destacar que a referida média móvel de cinco anos civis deverá ser futuramente atualizada pelo ONS. 
105. 
Por fim, vale ressaltar importante contribuição trazida pelo ONS, que possui recomendação 
favorável da SRG, com a qual também concordo.  
106. 
Em diversos casos, na elaboração do Parecer de Acesso emitido pelo operador, como parte 
integrante da conexão dessas usinas, é comum o ONS apontar riscos da restrição de geração. Nesses 
casos, entende-se que o agente gerador conhecia as condições de restrição e aceitou o risco da redução 
de geração ao concordar com as condições impostas pelo Operador. Nesse sentido, para esses casos, 
propõe-se que no cálculo da geração frustrada, seja desconsiderado o montante de geração frustrada 
associado às restrições indicadas previamente no Parecer de Acesso das usinas ou dos conjuntos de usinas 
eólicas. 
 
 
12 Após a emissão da Nota Técnica da SRG, foi emitido o RELATÓRIO DE ANÁLISE ESTATÍSTICA DE INDISPONIBILIDADES 
PROGRAMADAS E Não programadas – 2019. Vale mencionar que a média móvel dos último cinco anos confirmou o resultado do relatório 
anterior, com 78 horas de indisponibilidade, em média, por ano.

Pág. 26 de 30 
 
II.3.d - Montante e forma de ressarcimento por constrained-off 
107. 
Do exposto nas seções precedentes, para os casos de restrição da capacidade de gerar, 
decorrente de evento não previsto do Parecer de Acesso, por razão de indisponibilidade externa em 
patamar superior ao esperado, está-se diante de um evento extraordinário, de difícil mensuração e 
precificação, que mereça o afastamento do risco e, consequentemente a compensação pelo constrained-
off.  
108. 
Dada a causa extraordinária da interrupção, pelos motivos acima expostos, faz sentido a 
atenuação de seus impactos em razão da causa do fenômeno, e não pela forma de comercialização da 
energia pelo gerador. Ou seja, a compensação pelo constrained-off pode ser aplicada, tenha o gerador 
comercializado energia no ambiente livre, no regulado ou em ambos.  
109. 
Aqui, portanto, admite-se que a relevância refere-se à natureza do evento, e não à forma 
como a energia foi comercializada, ainda que os ambientes possuam matrizes de riscos diferentes.  
110. 
Determinada a necessidade de ressarcimento por eventos de constrained-off, o mesmo 
deve ser feito com recursos do Encargo de Serviço de Sistema – ESS, da seguinte forma: 
i. 
Ambiente de Contratação Livre (ACL) – o pagamento do ESS deve ser feito ao gerador, 
conforme perfil de consumo local, caso a restrição tenha sido local, ou perfil de consumo 
do SIN, se a restrição for sistêmica. 
ii. 
Contratos por Quantidade no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) - deve-se prever 
pagamento de ESS ao gerador, conforme perfil de consumo local ou do SIN, conforme 
classificação da restrição, se local ou sistêmica. Isso porque, nesses casos, quem ficou 
exposto ao Mercado de Curto Prazo (MCP) em razão da não entrega da energia contratada 
foi o gerador, que deve ser ressarcido. 
iii. 
Contratos por Disponibilidade no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) - deve-se 
prever atenuação de ressarcimento pelo gerador e pagamento de ESS ao consumidor 
(comprador) pelo perfil consumo local ou do SIN, conforme classificação da restrição, se 
local ou sistêmica. Em contratos dessa natureza, sejam CCEAR-D ou CER, o comprador fica 
exposto ao MCP em razão da não entrega da energia contratada e, portanto, deve ser 
ressarcido pelo ESS quando caracterizado o constrained-off. Nos CCEAR-D, a parte

Pág. 27 de 30 
 
compradora são as distribuidoras que devem repassar os valores ressarcidos a seus 
consumidores. No caso da Energia de Reserva, o comprador é a Conta de Energia de 
Reserva – CONER. 
111. 
A metodologia proposta buscou evitar subsídios cruzados entre ambientes de contratação 
ou tipos de contratos, conforme recomendado pela Procuradoria. Uma vez confirmado o constrained-off, 
com causa sistêmica e passível de ressarcimento, o mesmo deve ser pago com recursos de ESS, arcado 
por todo o segmento de consumo, seja regional ou nacional.  
112. 
Caso contrário, teríamos o seguinte cenário: nos CCEAR e CER, os ressarcimentos seriam 
compensados dentro dos contratos e, portanto, seriam pagos somente pelas partes contratantes. No ACL, 
no entanto, o constrained-off seria ressarcido com recursos do ESS, arcados por todos os consumidores. 
Nesse caso, teríamos o consumidor regulado pagando por todas as compensações relativas a seus 
contratos (CER ou CCEAR) e ainda ficaria responsável por pagar parte do constrained-off do ACL, 
resultando em subsídio cruzado.  
113. 
A regra proposta, de forma distinta, evita tal distorção, ao alocar ao ESS a responsabilidade 
por ressarcir todos os eventos de constrained-off, independentemente da forma como a energia da usina 
eólica foi comercializada. 
114. 
O montante a ser ressarcido será a diferença entre a energia que poderia ter sido gerada 
caso não houvesse a restrição e a energia efetivamente gerada. No entanto, a energia que poderia ter 
sido gerada será limitada pela quantidade comercializada da energia, ou seja, a quantidade 
comercializada nos CCEAR, CER e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA ou 
a Garantia Física, no caso de usinas não contratadas nas formas mencionadas. 
115. 
A valoração da energia não gerada se dará pelo Preço de Liquidação das Diferenças – PLD 
do submercado da usina ou do conjunto de usinas eólicas no respectivo período de comercialização em 
que houve a restrição classificada como constrained-off.  
 
II.3.e- Prazo de início da aplicação do novo normativo

Pág. 28 de 30 
 
116. 
Na contribuição apresentada pela CCEE, foi sugerido assegurar os efeitos econômicos a 
partir da publicação da norma, os efeitos financeiros ainda dependeriam de ajustes no CliqCCEE. O ONS, 
por sua vez, recomendou que a nova metodologia tivesse vigência seis meses depois da publicação da 
Norma. Isso porque seriam necessários adequações no Sistema de Apuração da Geração (SAGIC) e 
aprimoramentos em seus fluxos de trabalho. 
117. 
De forma a compatibilizar os prazos estimados pela CCEE e pelo ONS para a implantação 
das adequações necessárias em seus respectivos sistemas para a operacionalização do normativo, 
propõe-se o seguinte:   
i. 
A nova metodologia, prevista na Resolução Normativa, terá efeitos econômicos a partir do 
primeiro dia do sétimo mês civil depois da publicação desta Resolução, ou seja, outubro de 
2021 caso a Resolução seja publicada em março de 2021.   
ii. 
Os efeitos financeiros da nova metodologia se darão a partir da implantação dos 
dispositivos da Resolução no CliqCCEE. 
iii. 
Somente eventos de restrição de operação por Constrained-off das usinas eólicas ocorridos 
a partir do marco temporal do item (i) estarão sujeitos à nova metodologia, descrita nessa 
seção do Voto. 
118. 
Por fim, fica estabelecido que o ONS e a CCEE deverão encaminhar à ANEEL, no prazo de 
60 dias contados da data de publicação da Resolução Normativa, as alterações a serem feitas nos 
Procedimentos de Rede e nas Regras de Comercialização para dar eficácia plena ao disposto na Resolução.  
119. 
Portanto, para todos os casos cuja análise restou sobrestada pelo Despacho n. 2.303. de 
2019, e todos os eventos até o mês de setembro de 2021, aplica-se o procedimento descrito na seção II.2 
do presente Voto, cujo procedimento também será incluído na Resolução Normativa. Para os eventos 
ocorridos a partir de outubro de 2021, aplica-se a nova metodologia, descrita na Seção II.3 do Voto.  
III. 
D I R E I T O

Pág. 29 de 30 
 
120. 
A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: Lei n. 9.427, de 
1996; Lei n. 10.848, de 2004; Lei n. 11.943, de 2009; Decreto n. 5.163, de 2004; e Decreto n. 6.353, de 
2008.  
IV. 
D I S P O S I T I V O 
121. 
Diante do exposto e do que consta do Processo n. 48500.006218/2017-10, voto por: 
i. 
APROVAR a emissão de Resolução Normativa, conforme minuta anexa, que estabelece 
procedimentos e critérios para apuração e pagamento de restrição de operação por 
constrained-off de usinas eolioelétricas sendo que: 
a. Para os eventos ocorridos até o mês de setembro de 2021, relativos ao Ambiente de 
Contratação Regulada, aplica-se o procedimento consagrado na análise de casos 
concretos, constante da Seção II.2 do Voto, cujos critérios foram incorporados às 
disposições transitórias da Resolução Normativa. 
b. Para os eventos ocorridos a partir de outubro de 2021, aplica-se a nova metodologia, 
definida após a análise das contribuições trazidas no âmbito da Audiência Pública n. 
34, de 2019, constante da Seção II.3 do Voto.  
ii. 
DETERMINAR à Superintendência de Regulação da Geração – SRG que em cinco dias úteis, 
contados da publicação da Resolução Normativa, instaure Tomada de Subsídios com 
vistas a colher subsídios e informações adicionais acerca da Regra de Comercialização a 
ser utilizada nos cálculos de constrained-off de usinas elioelétricas, relativo ao período 
definido em “i.a”, incluindo as os casos cuja análise restou interrompida pelo Despacho 
n. 2.303, de 2019.  
Brasília, 19 de março de 2021

Pág. 30 de 30 
 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor