VOTO 
 
 
PROCESSOS: 
48500.006373/2019-06, 
48500.006372/2019-53, 
48500.006371/2019-17, 
48500.006374/2019-42, 48500.006360/2019-29, 48500.006362/2019-18, 48500.006370/2019-64, 
48500.006369/2019-30, 48500.006368/2019-95, 48500.006367/2019-41, 48500.006366/2019-04, 
48500.006365/2019-51, 48500.006364/2019-15, 48500.006363/2019-62, 48500.006361/2019-73, 
48500.005358/2019-32, 48500.006258/2019-23, 48500.006259/2019-78, 48500.006260/2019-01, 
48500.006261/2019-47. 
INTERESSADOS: Riacho da Serra Energia S.A. 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG e 
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG. 
ASSUNTO: Alteração dos cronogramas de implantação das Centrais Geradoras Fotovoltaicas - UFVs 
Altitude 1 a 15 e Riacho da Serra 4 a 8, localizadas no município de Parnaguá, estado do Piaui. 
I - RELATÓRIO  
1. 
A Interessada protocolou correspondência1 na ANEEL requerendo a alteração dos 
cronogramas estabelecidos nas respectivas Resoluções Autorizativas, conforme Quadro 1. Ela solicita 
a postergação do prazo para a entrada em operação comercial dos Empreendimentos por 640 
(seiscentos e quarenta) dias, compreendidos entre 30/1/2023 e 1/11/2024. 
Processo 
UFV 
REA, de 30 
de 
março de 
2021 
Titular1 
Potênc
ia 
(kW) 
Localizaçã
o 
CE
G 
48500.006373/20
19-06 
Altitud
e 1 
9.828 
RIACHO DA 
SERRA 
ENERGIA 1 
SPE LTDA. 
43.815 
Parnaguá/
PI 
UFV.RS.PI.046
515- 
1.01 
 
1 Sicnet nº
Processo  UFV  REA, de 30
de
março de
2021  Titular1  Potênc
ia
(kW)  Localizaçã
o  CE
G
48500.006373/20
19-06  Altitud
e 1  9.828  RIACHO DA
SERRA
ENERGIA 1
SPE LTDA.  43.815  Parnaguá/
PI  UFV.RS.PI.046
515-
1.01

48500.006372/20
19-53 
Altitud
e 2 
9.829 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
2 SPE 
LTDA. 
43.815 
Parnaguá/
PI 
UFV.RS.PI.046
516- 
0.01 
48500.006371/20
19-17 
Altitud
e 3 
9.830 
RIACHO DA 
SERRA 
ENERGIA 3 
SPE LTDA. 
43.815 
Parnaguá/
PI 
UFV.RS.PI.046
517- 
8.01 
48500.006374/20
19-42 
Altitud
e 4 
9.831 
RIACHO DA 
SERRA 
ENERGIA 4 
SPE LTDA. 
43.815 
Parnaguá/
PI 
UFV.RS.PI.046
518- 
6.01 
48500.006360/20
19-29 
Altitud
e 5 
9.832 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
5 SPE 
LTDA. 
43.815 
Parnaguá/
PI 
UFV.RS.PI.046
519- 
4.01 
48500.006362/20
19-18 
Altitud
e 6 
9.833 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
6 SPE LTDA 
43.815 
Parnaguá/
PI 
UFV.RS.PI.046
520- 
8.01 
 
48500.006370/201
9-64 
 
Altitude 7 
 
9.834 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
7 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
521-
6.01 
48500.006369/201
9-30 
 
Altitude 8 
 
9.835 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
8 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
522- 
4.01 
48500.006368/201
9-95 
 
Altitude 9 
 
9.836 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
9 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
533- 
0.01 
48500.006367/201
9-41 
 
Altitude 10 
 
9.837 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
10 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
53-8.01 
48500.006366/201
9-04 
 
Altitude 11 
 
9.838 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
11 SPE 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
535- 
6.01
48500.006372/20
19-53  Altitud
e 2  9.829  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
2 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/
PI  UFV.RS.PI.046
516-
0.01
48500.006371/20
19-17  Altitud
e 3  9.830  RIACHO DA
SERRA
ENERGIA 3
SPE LTDA.  43.815  Parnaguá/
PI  UFV.RS.PI.046
517-
8.01
48500.006374/20
19-42  Altitud
e 4  9.831  RIACHO DA
SERRA
ENERGIA 4
SPE LTDA.  43.815  Parnaguá/
PI  UFV.RS.PI.046
518-
6.01
48500.006360/20
19-29  Altitud
e 5  9.832  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
5 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/
PI  UFV.RS.PI.046
519-
4.01
48500.006362/20
19-18  Altitud
e 6  9.833  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
6 SPE LTDA  43.815  Parnaguá/
PI  UFV.RS.PI.046
520-
8.01
48500.006370/201
9-64  Altitude 7  9.834  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
7 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
521-
6.01
48500.006369/201
9-30  Altitude 8  9.835  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
8 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
522-
4.01
48500.006368/201
9-95  Altitude 9  9.836  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
9 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
533-
0.01
48500.006367/201
9-41  Altitude 10  9.837  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
10 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
53-8.01
48500.006366/201
9-04  Altitude 11  9.838  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
11 SPE  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
535-
6.01

LTDA. 
48500.006365/201
9-51 
 
Altitude 12 
 
9.839 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
12 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
536- 
4.01 
48500.006364/201
9-15 
 
Altitude 13 
 
9.840 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
13 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
537- 
2.01 
48500.006363/201
9-62 
 
Altitude 14 
 
9.841 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
14 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
538- 
0.01 
48500.006361/201
9-73 
 
Altitude 15 
 
9.842 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
15 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
539- 
9.01 
48500.005358/201
9-32 
Riacho da  
Serra 4 
 
9.843 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
16 SPE 
LTDA. 
62.593 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
083- 
4.01 
48500.006258/201
9-23 
Riacho da  
Serra 5 
 
9.844 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
17 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
582- 
8.01 
48500.006259/201
9-78 
Riacho da  
Serra 6 
 
9.845 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
18 SPE 
LTDA. 
43.815 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
583- 
6.01 
48500.006260/201
9-01 
Riacho da  
Serra 7 
 
9.846 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
19 SPE 
LTDA. 
37.556 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
584- 
4.01
      LTDA.      
48500.006365/201
9-51  Altitude 12  9.839  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
12 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
536-
4.01
48500.006364/201
9-15  Altitude 13  9.840  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
13 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
537-
2.01
48500.006363/201
9-62  Altitude 14  9.841  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
14 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
538-
0.01
48500.006361/201
9-73  Altitude 15  9.842  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
15 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
539-
9.01
48500.005358/201
9-32  Riacho da
Serra 4  9.843  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
16 SPE
LTDA.  62.593  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
083-
4.01
48500.006258/201
9-23  Riacho da
Serra 5  9.844  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
17 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
582-
8.01
48500.006259/201
9-78  Riacho da
Serra 6  9.845  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
18 SPE
LTDA.  43.815  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
583-
6.01
48500.006260/201
9-01  Riacho da
Serra 7  9.846  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
19 SPE
LTDA.  37.556  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
584-
4.01

48500.006261/201
9-47 
Riacho da  
Serra 8 
 
9.847 
RIACHO 
DA SERRA 
ENERGIA 
20 SPE 
LTDA. 
42.250 Parnaguá/PI UFV.RS.PI.046
585- 
2.01 
Quadro 1 - Informações gerais. 
Fonte: NOTA TÉCNICA nº 337/2022-SCG/SFG/ANEEL. 
2. 
Na 4ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, realizada em 8 de fevereiro de 2022, a 
Diretoria da ANEEL decidiu orientar a Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração 
(SCG) e a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG) para que procedam à 
instrução de pedidos de alteração de características técnicas e de cronograma de empreendimentos 
outorgados somente quando forem cumpridos os seguintes critérios: (i) Licença de Instalação 
emitida; (ii) Contrato de Uso dos Sistemas de Transmissão ou Distribuição – CUST ou CUSD assinados; 
(iii) obras iniciadas; e (iv) aporte de Garantia de Fiel Cumprimento, nos casos em que haja 
Transferência de Titularidade ou de Controle Societário dos empreendimentos. 
3. 
Ademais, orientar a SFG a abrir processo punitivo de empreendimentos que possuam 
Licença Ambiental de Instalação e Contratos de Uso do Sistema assinados, mas que estejam 
descumprindo o cronograma de implantação.  
4. 
Posteriormente, em 29 de março de 2022, na 10ª Reunião Pública Ordinária (RPO) da 
Diretoria, item 11, a Diretoria da ANEEL decidiu, dentre outros: (i) negar a concessão da medida 
cautelar pleiteada, dentre outras empresas, pela Associação Brasileira de Energia Eólica – Abeeólica 
e pela Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica – Absolar, com vistas ao aceite provisório 
pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS dos pedidos de alteração da data de contratação 
do uso no âmbito de CUST já firmados, e (ii) determinar que a SCG e a SFG priorizem a análise dos 
pedidos de alteração de cronograma das centrais geradoras com data de início da vigência do CUST 
no ciclo 2022-2023, e concluam a instrução até o dia 30 de abril de 2022.  
5. 
Em 20 de abril de 2022, a SCG consultou a situação da Interessada quanto ao 
cumprimento às obrigações intrassetoriais no Sistema de Controle de Adimplências de Agentes de 
Mercado gerido pela Superintendência de Administração e Finanças (SAF), bem como quanto ao 
cumprimento da Resolução Normativa nº 948, de 16 de novembro de 2021, e da Resolução 
Normativa nº 804, de 6 de fevereiro de 2018.
48500.006261/201
9-47  Riacho da
Serra 8  9.847  RIACHO
DA SERRA
ENERGIA
20 SPE
LTDA.  42.250  Parnaguá/PI  UFV.RS.PI.046
585-
2.01

6. 
Em 27 de abril de 2022, por meio da Nota Técnica nº 337/2022-SCG/SFG/ANEEL2, a 
SCG e a SFG recomendaram indeferir os pedidos de alteração dos cronogramas de implantação das 
UFV Altitude 1 a 15 e UFV Riacho da Serra 4 a 8, por inexistirem eventos excludente de 
responsabilidade a serem reconhecidos nos termos do art. 19 da Lei nº 13.360/2016. 
7. 
É o relatório. 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
8. 
Trata-se da avaliação do pedido de alteração de cronograma de usinas que não 
comercializaram energia no Ambiente de Contratação Regulado – ACR, tendo em vista a 
determinação da Diretoria Colegiada da ANEEL ocorrida em 29 de março de 2020, na 10ª RPO. 
9. 
O Quadro 2 apresenta a situação das obras, previsão das Interessadas para início da 
operação em teste e comercial, expressa no último Relatório de Acompanhamento de 
Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica (RAPEEL)3 e a comparação com os dados da 
outorga. 
Usinas 
Situação 
da 
obra 
Situação 
do 
Cronogra
ma 
RAPE
EL 
Outor
ga 
Proposta 
Op. 
Teste 
Op. 
Comerc
ial 
Op. 
Teste 
Op. 
Comercial 
Op. 
Teste 
Nova 
Comerc
ial 
UFV Altitude 1 
a 15 e UFV 
Riacho da 
Serra 4 a 8 
Não 
Iniciada 
atrasad
o 
1/10/20
24 
1/11/20
24 
30/12/2
022 
31/1/2023 1/10/20
24 
1/11/20
24 
Quadro 2 – Situação da obra e nova data de operação em teste e comercial proposta 
Fonte: NOTA TÉCNICA nº 337/2022-SCG/SFG/ANEEL 
10. 
Verifica-se no Quadro 3 que nenhuma das Usinas objeto do pedido de alteração de 
cronograma, até o momento, tiveram as obras iniciadas, caracterizando-se assim o atraso dos 
cronogramas de implantação dos Empreendimentos. 
 
2 Sicnet nº 48524.005779/2022-00. 
3 Referente a março/2022, enviado em 4/2022.
Usinas  Situação
da
obra  Situação
do
Cronogra
ma  RAPE
EL    Outor
ga    Proposta  
      Op.
Teste  Op.
Comerc
ial  Op.
Teste  Op.
Comercial  Op.
Teste  Nova
Comerc
ial
UFV Altitude 1
a 15 e UFV
Riacho da
Serra 4 a 8  Não
Iniciada  atrasad
o  1/10/20
24  1/11/20
24  30/12/2
022  31/1/2023  1/10/20
24  1/11/20
24

11. 
As providências para sua implantação, de acordo com as informações disponíveis nos 
Relatórios do RAPEEL enviados à SFG, consideradas relevantes para a análise da diligência da 
Interessada para o cumprimento das obrigações das respectivas outorgas, constam do Quadro 3. 
UF
V 
CUS
T 
Licença 
da 
Usina 
Contratos 
de Compra e 
Venda de 
Energia 
(CCVE) 
Estruturaç
ão 
financeir
a 
Contrato de 
serviços e 
equipamen
tos 
Licença 
STIR 
UFV 
Altitude 1 a 
15 e UFV 
Riacho 
da 
Serra 4 a 8 
Assinado 
em 
23/12/2
021 
LI 
Não estão 
todos 
assinados 
20% equity 
(10% 
disponível) / 
80% LP 
(0% 
disponível) 
Proposta 
em 
análise 
LI 
 
Quadro 3 – Providências para a implantação dos empreendimentos 
Fonte: NOTA TÉCNICA nº 337/2022-SCG/SFG/ANEEL. 
12. 
Assim, verifica-se nas informações do Quadro 3 que a Interessada possui licença 
ambiental de instalação, sem ter até o momento requerido a de operação ou ter iniciado as obras 
dos empreendimentos. 
13. 
Autorizada já assinou os contratos de uso do sistema, mas questões importantes para 
implantação das Centrais Geradoras, como contratos de compra e venda de energia, contratos de 
equipamentos e estruturação financeira ainda não foram solucionadas, segundo informações 
prestadas no RAPEEL de abril de 2022, referente a março de 2022. 
II.1 – Da contextualização do cenário regulatório  
14. 
As áreas técnicas apresentaram uma breve contextualização pelo qual o setor elétrico 
está passando quanto às outorgas de geração, em que se verifica um crescimento expressivo de 
solicitações de autorizações e de emissão de outorgas, especialmente de empreendimentos eólicos 
e fotovoltaicos, com foco na comercialização de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL). 
Esse cenário teve início em 2019 e foi impulsionado com a publicação da Lei nº 14.120, de 1º de 
março de 2021, que estabeleceu prazo para obtenção de outorgas que possam usufruir do desconto 
na Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão – TUST e de Distribuição – TUSD.
UF
V  CUS
T  Licença
da
Usina  Contratos
de Compra e
Venda de
Energia
(CCVE)  Estruturaç
ão
financeir
a  Contrato de
serviços e
equipamen
tos  Licença
STIR
UFV
Altitude 1 a
15 e UFV
Riacho da
Serra 4 a 8  Assinado
em
23/12/2
021  LI  Não estão
todos
assinados  20% equity
(10%
disponível) /
80% LP
(0%
disponível)  Proposta
em
análise  LI

15. 
Com esse aumento significativo de outorgas de geração, cresceu a disputa por acesso 
e conexão para o escoamento da energia elétrica dos empreendimentos, uma vez que não há espaço 
na rede para escoar toda a capacidade de geração outorgada e em implantação. 
16. 
Nesse contexto, as áreas técnicas têm observado que a maior parte das outorgas de 
geração de fontes eólicas e solares fotovoltaicas, cujas obras não foram iniciadas, estão em fase 
inicial de projeto, ainda não viabilizados, e apontam para uma preocupação relevante: “outorgas de 
geração que possuam projetos ainda não viabilizados podem ocupar a margem de escoamento de 
trecho sob alta demanda e, com isso, inviabilizar a participação de novos entrantes, criando barreiras 
e/ou mesmo a comercialização de outorgas associadas a direitos de escoamento de transmissão”. 
17. 
Assim, mesmo para aqueles empreendimentos que ainda não possuem Contratos de 
Uso ao Sistema de Transmissão (CUST) assinados, a alteração de cronograma sem a avaliação do 
excludente de responsabilidade permite que o gerador assine esses contratos com início de vigência 
em data posterior à data máxima definida inicialmente na outorga, de forma a coibir a entrada de 
outro gerador no mesmo ponto de acesso disputado, mas que poderia ter implantação mais célere.  
18. 
Dessa forma, no atual contexto, corroboro o entendimento das Superintendências de 
que é necessária a avaliação da existência de excludente de responsabilidade para eventuais ajustes 
de cronograma, a fim de não imputar ônus e/ou riscos para terceiros, além de incentivar um 
comportamento inadequado de reserva de acesso e de falta de diligência com os compromissos 
assumidos na outorga. 
II.2 - Justificativas apresentas para a postergação do cronograma  
19. 
Conforme destacado pelas áreas técnica, na petição que solicitou a alteração do 
cronograma dessas Usinas, a Interessada alegou impactos decorrentes da pandemia de Covid-19 no 
processo de obtenção do licenciamento ambiental, dentre outras questões que serão tratadas 
adiante.  
UFV 
Pedido de 
Excludente de 
Responsabilida
de 
Justificativas 
UFV 
Altitude
UFV  Pedido de
Excludente de
Responsabilida
de  Justificativas

1 a 15 e 
UFV 
Riacho 
da 
Sim 
É alegado que a pandemia de Covid-19 impactou o início das 
obras das Usinas, em 
especial no que se refere ao prazo esperado para obtenção do 
licenciamento ambiental. 
Serra 4 a 
8 
Quadro 5 – Alegações apresentadas para justificar a alteração dos cronogramas 
II.3 – Avaliação do pedido de alteração do cronograma 
 
20. 
Pelas razões expostas no item II.1 deste Voto, entendo que a alteração de cronograma 
de usinas deva ocorrer somente nos casos em que seja reconhecida a existência de eventos 
excludente de responsabilidade com o respectivo nexo de causalidade. 
21. 
A Interessada possui a pretensão de postergar seus CUST já assinados, a partir da 
alteração do cronograma. A alteração desses Contratos, pactuados livremente por ela, tem o condão 
de transferir custos à terceiros, quais sejam, os demais participantes da rede básica do Sistema 
Interligado Nacional – SIN, que suportam, na forma de rateio, os custos de operação desse sistema. 
22. 
Ou seja, os riscos e os custos assumidos pela Requerente ao celebrar os CUST 
livremente seriam transmitidos para terceiros, mesmo com a rede pronta e disponível na data por 
ela contratada. Cabe pontuar que a atual situação do Sistema Interligado Nacional é de competição 
por pontos de acesso, e que permitir que se assine hoje um contrato com cronograma dilatado pode 
coibir a entrada de um outro agente, no mesmo ponto disputado, porém com implantação mais 
célere. 
23. 
Desta forma, diante da atual situação de forte competição por pontos de acesso, 
torna-se importante avaliar a existência de excludente de responsabilidade para eventuais ajustes de 
cronograma, de modo a não transferir custos e riscos para terceiros, por meio de uma decisão 
administrativa da Agência. 
24. 
Assim, passo a avaliar eventual excludente de responsabilidade da Interessada para 
fins de postergação dos cronogramas de implantação das usinas. 
25. 
A isenção da responsabilidade só pode ocorrer nos casos em que fatos externos à 
conduta do agente gerem a impossibilidade do cumprimento do dever a ele imposto, como quando 
configuradas as hipóteses de caso fortuito, força maior ou ato de terceiro (ato do Poder Público).  
26. 
Para que haja excludente de responsabilidade é imprescindível a existência do nexo 
de causalidade entre o evento imprevisível e o efetivo atraso na operação comercial do outorgado, 
conforme previsto na Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016: 
Art. 19. Havendo atraso no início da operação comercial decorrente de 
circunstâncias 
caracterizadas 
pela 
Aneel 
como 
excludentes 
de 
responsabilidade, o prazo da outorga de geração ou transmissão de energia 
elétrica será recomposto pela Aneel por meio da extensão da outorga pelo 
mesmo período do excludente de responsabilidade, bem como será feito o 
adiamento da entrega de energia caso o empreendedor tenha contrato de 
venda em ambiente regulado.

Parágrafo único. Para os fins do disposto no caput, entendem-se como 
excludentes de responsabilidade todas as ocorrências de caso fortuito e força 
maior, incluindo, mas não se limitando a, greves, suspensões judiciais, 
embargos por órgãos da administração pública direta ou indireta, não 
emissão de licenças ou autorizações pelos órgãos competentes por motivo 
não imputável ao empreendedor e invasões em áreas da obra, desde que 
reconhecidos pela Aneel a ausência de responsabilidade do agente e o nexo 
de causalidade entre a ocorrência e o atraso na entrada em operação 
comercial. (grifos nossos) 
27. 
Em resumo, para ser reconhecido o excludente de responsabilidade por atraso no 
início da operação comercial, é necessário (a) ocorrer fato cujos efeitos são inevitáveis; (b) existir 
nexo de causalidade entre a ocorrência e o atraso; e (c) não haver responsabilidade do agente no 
evento que deu causa ao atraso. 
28. 
Cumpre-se destacar, também, que o período de exclusão de responsabilidade abarca 
somente o tempo efetivamente comprovado como atraso decorrente do caso fortuito, de força 
maior ou do ato de terceiro. 
29. 
A 
Procuradoria 
Federal 
junto 
à 
ANEEL, 
pelo 
Parecer 
nº 
00128/2019/PFANEEL/PGF/AGU4, asseverou que para a incidência do art. 19 da Lei nº 13.360, de 17 
de novembro de 2016, devem ser reconhecidas as seguintes premissas:  
(a) a situação precisa ser caracterizada como um caso fortuito e/ou força 
maior, nos termos do Código Civil; (b) as situações descritas no parágrafo 
único são meramente exemplificativas; (c) as situações descritas no parágrafo 
único não importam, por si mesmas, uma excludente de responsabilidade. É 
preciso que a ANEEL as reconheça como tais; (d) a ANEEL deve se pronunciar 
quanto à ausência de responsabilidade do agente; (e) a ANEEL deve se 
pronunciar quanto ao nexo de causalidade entre a ocorrência e o atraso na 
entrada em operação comercial; (f) não é pressuposto para acolher ou 
indeferir o pedido uma análise fundamentada na amortização dos 
investimentos e (g) a aplicação do artigo 19 não constitui um direito do 
administrado, mas uma faculdade que se outorga à administração.  
30. 
Como é de conhecimento geral, a Covid-19 se alastrou pelo mundo em 2020, o que 
levou a Organização Mundial da Saúde (OMS) a declarar, em 11 de março daquele ano, a situação de 
pandemia. Dada a letalidade do vírus, várias medidas de segurança sanitária foram tomadas pelos 
governos, como a recomendação de isolamento social e a realização de lockdowns, com vistas a 
retardar a disseminação acelerada da doença.  
31. 
A situação de emergência em saúde afetou, de fato, diversos setores da economia 
mundial e imputou dificuldades financeiras para toda a cadeia de produção e consumo.  
32. 
Assim, entende-se que a pandemia decorrente da Covid-19 pode ser caracterizada 
 
4 Sicnet nº 48516.001296/2019-00.

como caso fortuito ou de força maior, por ter afetado todos os mercados e indústrias do mundo, em 
especial no que diz respeito à circulação de produtos e fornecimento de mão de obra5, mas os fatos 
e alegações específicos devem ser comprovadamente causadores dos atrasos no caso concreto.  
33. 
É necessário estar comprovado o nexo de causalidade entre a pandemia e o atraso na 
implantação do empreendimento de geração para que seja reconhecido o excludente de 
responsabilidade e consequentemente aplicado o art. 19 da Lei nº 13.360/2016.  
34. 
Ademais, especificamente quanto ao tempo de emissão, pela ANEEL, das resoluções 
autorizativas das Usinas em apreço, destacamos trecho da Nota Técnica nº 57/2021–SCG/ANEEL6, de 
29 de janeiro de 2021, que instruiu a matéria:  
[...]  
3. Em 5 de maio de 2020, a Riacho da Serra Energia S.A. solicitou7 autorização 
para implantar e explorar os empreendimentos citados, complementando a 
documentação até 29 de dezembro de 20218.  
[...]  
35. 
Quanto à alegação da Interessada sobre a demora, pela ANEEL, na emissão dos 
respectivos atos autorizativos, compulsando-se os autos, é possível aferir que não prospera, eis que 
a partir da última complementação de documentos da Autorizada, em um mês foi emitida a Nota 
Técnica com encaminhamento dos Processos para análise desta Diretoria. Em seguida, sorteados 
para a Diretora Elisa Bastos Silva, os processos foram pautados para a Reunião Pública Ordinária em 
22 de fevereiro de 2021, oportunidade em que o Diretor Sandoval Feitosa, usando da faculdade 
prevista no artigo nº 24 da Norma de Organização ANEEL nº 18, com revisão aprovada pela Resolução 
Normativa – REN nº 698, de 2015, solicitou vistas com o objetivo de melhor examinar as informações 
e documentos acostados. Em 18 de março de 2021, conforme item 2 do Voto-Vista, foi realizada 
reunião virtual entre a Interessada e a ANEEL, e, sanadas as dúvidas do Diretor Sandoval Feitosa, os 
processos foram deliberados e aprovados em 30 de março de 2021.  
36. 
Especificamente sobre o licenciamento (LP, LI e ASV), a Interessada expôs as 
dificuldades vivenciadas no processo de emissão desses diplomas, em especial no que diz respeito a 
restrições decorrentes da pandemia com impacto nas atividades do IBAMA, incluindo em sua 
documentação anexos com o detalhamento das tramitações dos autos dentro do órgão ambiental, 
assim como de suas interações com ele. 
37. 
Conforme registrado pela área técnica, foi verificada uma inconsistência na 
correspondência do pedido de excludente. A Empresa informa na sua manifestação que a LP dos 
empreendimentos teria sido emitida apenas em março de 2021, cerca de um ano após a solicitação 
 
5 Conforme já decidido nos processos nº 48500.000327/2018-12, 48500.000328/2018-59, 48500.002899/2018-28 e 
48500.002900/2018-14. 
6 Sicnet nº 48524.000761/2021-00. 
7 Sicnet nº 48513.012511/2020-00. 
8 Sicnet ANEEL nº 48513.012518/2020-00, 48513.029347/2020-00, 48513.029348/2020-00, 48513.029350/2020-00, 
48513.033203/2020-00, 48513.033162/2020-00 e 48513.033644/2020-00.

inicial. Mas, conforme consta dos autos9 dos processos e conforme declarado no último RAPEEL, a LP 
dos empreendimentos foi emitida em 5 de novembro de 2020 – LP nº 641/2020 – Ibama10.  
38. 
Assim, os prazos relativos à emissão da LP – constantes da alegação do agente – sequer 
guardam nexo causal com o atraso na implantação. A emissão da LP ocorreu em novembro de 2020, 
antes da emissão da outorga dos empreendimentos, em março de 2021.  
39. 
Ao longo da narrativa, a Autorizada apoiou-se aos prazos previstos no art. 6° da 
Resolução CONAMA nº 279, de 27 de junho de 2001, de, no máximo, sessenta dias para emissão das 
licenças, contados da data de protocolo de seu requerimento, a fim de amparar seu pedido de 
excludente de responsabilidade.  
40. 
Em que pese o estabelecimento, pelo art. 6° da referida Resolução, de prazo máximo 
para emissão dos diplomas, o regramento também disciplina a situação em que é necessário 
complemento de informações pelos Interessados:  
[...]  
Art. 6. [...]  
§ 1º Quando for necessária, a critério do órgão ambiental competente, 
mediante justificativa técnica, a realização de estudos complementares, a 
contagem do prazo será suspensa até a sua entrega. [...]  
41. 
Das informações trazidas pela Riacho Energia11, como já destacado, percebe-se 
constante movimentação dos processos pelas áreas internas do órgão ambiental, além de eventuais 
interações dele com o Agente. O histórico de tramitações não traz indícios de que os processos 
ficaram pendentes de análise em uma área específica do órgão por período anormal. Também não 
se pode deduzir, dos anexos, que não houve necessidade de complemento de informações por parte 
da Interessada, o que, de acordo com a Resolução CONAMA nº 279/2001, suspenderia o prazo para 
emissão do licenciamento pelo órgão.  
42. 
Assim, tendo por base a documentação encaminhada pela Interessada, não fica 
comprovado o nexo de causalidade entre os efeitos da pandemia e eventual delonga na emissão das 
licenças ambientais. A mesma interpretação vale para a alegada demora, pelo ONS, em seu processo 
para emissão de Parecer de Acesso.  
43. 
A Riacho Energia, em sua narrativa, expõe ter tido frustrada sua expectativa quanto 
ao prazo de emissão de alguns documentos necessários para a implantação das Centrais Geradoras, 
a exemplo do seguinte trecho:  
“O atraso na emissão das Licenças pelo IBAMA impactou também o processo 
de 
obtenção 
das 
resoluções 
autorizativas 
junto 
à 
ANEEL 
e, 
consequentemente, a obtenção do Parecer de Acesso junto ao ONS, dadas as 
 
9 Há referência na Nota Técnica nº 57/2021-SCG/ANEEL, de 29 de janeiro de 2021. 
10 Conforme documento nº 48513.029348/2020-00 (Anexo: 023). 
11 Sicnet nº 48513.004056/2022-00 – Anexo VIII (Tramitação LP/LI) e Anexo IX (Tramitaçaõ ASV).

condições requeridas pela regulamentação para o início de cada um dos 
processos”.  
44. 
Cabe ressaltar que as obrigações dos Agentes para com o Estado, no regime de 
exploração de Produção Independente de Energia Elétrica - PIE, como é o caso da Riacho Energia, se 
iniciam com a publicação dos atos de outorga, e os cronogramas de implantação são livremente 
propostos pelo empreendedor, portanto, eventos ocorridos em momento anterior à emissão dos 
atos autorizativos não guardam nexo causal com o atraso da operação comercial das usinas.  
45. 
Outro ponto merece destaque: apesar de deter LI e ASV emitidas no final de 2021 até 
o presente momento as obras de implantação dos empreendimentos não foram iniciadas. No pedido, 
o Agente argumenta que em sua previsão para elaboração do cronograma, indicou que o início das 
obras deveria ocorrer no período seco da região em que as usinas serão instaladas – entre abril e 
outubro de cada ano. Infere-se que, com essa alegação, quer afastar o fato de que as obras não foram 
iniciadas apesar de dispor de licenciamento ambiental para tal.  
46. 
Porém, é importante observar que, como declarado pelo Agente no último RAPEEL, 
ainda não há epcista selecionado, os contratos de fornecimento de equipamentos não foram 
assinados e apenas 2% do valor total dos investimentos estão disponíveis (10% do equity, estimado 
em 20% do valor necessário a implantação dos projetos), ou seja, existem outras pendências que não 
estão solucionadas que impedem o início das obras.  
47. 
O comportamento do agente e sua diligência em mitigar os efeitos do atraso na 
implantação dos empreendimentos é parte importante da análise de pedidos de excludente de 
responsabilidade. 
Rememora-se 
que 
a 
Procuradoria 
Federal, 
em 
Parecer 
nº 
00171/2020/PFANEEL/PGF/AGU, de 9 de junho de 202012 juntado a processo que tratou de pedido 
de excludente de responsabilidade, se manifestou quanto aos princípios que devem ser observados 
pela ANEEL nessa avaliação, conforme transcreve-se a seguir:  
[...]  
28. Em uma relação jurídica contratual cada parte deve empreender esforços 
para minimizar as perdas causadas por um dano, ainda que decorrente de 
caso fortuito ou força maior. É o que a doutrina jurídica denomina de dever 
de mitigar as próprias perdas (duty to mitigate the loss).  
29. O dever de mitigar a perda decorre do princípio da boa-fé contratual, em 
que a parte titular de um direito deve agir de forma a reduzir a extensão do 
dano, evitando-se o agravamento da situação.  
[...]  
33. Em suma, quando da análise conclusiva do pedido de excludente de 
responsabilidade, a Agência deverá avaliar não só a superveniência, a 
inevitabilidade e a imprevisibilidade do fato, mas também sopesar o 
 
12 Sicnet nº 48516.001499/2020-00.

comportamento do agente na mitigação dos danos causados pelo 
descumprimento contratual em decorrência do evento.  
[...]  
48. 
Nesse sentido, configura-se importante que todas as frentes de ação para a efetiva 
implantação do empreendimento sejam deflagradas pelo agente, demonstrando o seu compromisso 
em minimizar impactos decorrentes de eventos eventualmente não-gerenciáveis e/ou imprevisíveis.  
49. 
Nessa toada, as Resoluções Autorizativas das Usinas em apreço foram emitidas em 30 
de março de 2021, ou seja, um ano após ser deflagrada a pandemia. Necessário frisar, além disso, 
que a Interessada tem a pretensão de postergar seus CUST, a partir da alteração dos cronogramas. 
Como alega:  
[...]  
Contratos de CUST.  
56. Foram assinados em 23 de dezembro de 2021 todos os Contratos de Uso 
do Sistema de Transmissão com o ONS, com data de início de período de 
contratação em 01 de novembro de 2022. Foi mantida a data de início dos 
testes pré-operacionais conforme cronograma que consta das Resoluções 
Autorizativas. Esta data deverá ser ajustada a depender a aprovação do 
cronograma proposto neste documento.  
57. Poder-se-ia alegar que o agente já tinha conhecimento dos atrasos à 
época da assinatura dos contratos de CUST, porém registre-se que a 
assinatura de tais contratos está vinculada à data do Parecer de Acesso e a 
assinatura não pode superar o período de 90 (noventa) dias. Adicionalmente, 
não tendo sido aprovado pela ANEEL a autorização para a alteração do 
cronograma e a data de início da operação comercial das plantas, a utilização 
de outra data para a operação comercial não poderia ser considerada. Assim, 
a formalização da alteração na data de início de operação comercial 
corresponde a um evento posterior ao da assinatura dos contratos de 
transmissão.  
[...]  
50. 
A assunção de obrigações com o ONS pelo uso da rede se deu em 23 de dezembro de 
2021, data de assinatura dos CUST, momento em que os impactos da crise na saúde já eram de 
conhecimento geral, e, portanto, sem o caráter de imprevisibilidade – requisito indispensável para a 
caracterização dos eventos como passíveis de excludente de responsabilidade.  
51. 
É importante ressaltar que quando a Autorizada assinou os CUST, “reservou” o espaço 
na rede de transmissão para o despacho das Usinas, a partir de novembro de 2022, se 
comprometendo com os custos dele decorrentes, nos prazos acordados. Ora, se ao assinar os CUST, 
em dezembro de 2021, as obras das Centrais Geradoras já apresentavam atrasos de quase cinco

meses, a Riacho Energia já tinha evidências inequívocas da impossibilidade de honrar esses 
compromissos.  
52. 
Desta forma, permite-se concluir que a Interessada vislumbra na alteração dos 
cronogramas a viabilização da postergação de início de vigência dos CUST para, sem arcar por ora 
com os encargos de uso da rede, garantir o escoamento futuro de suas Usinas. Pelo exposto no item 
II.1 do presente Voto, esta é exatamente a situação que se quer evitar, pela atual forte competição 
por pontos de acesso.  
53. 
Ademais, é difícil reconhecer que a pandemia da Covid-19 tenha afetado os 
Empreendimentos na proporção defendida pela Interessada (ensejando a postergação da entrada 
em operação dos empreendimentos por quase dois anos). Entre 2020 e 2021, foram acrescidos no 
Brasil mais de 12,5 GW de capacidade instalada. Esse montante, significativamente superior a 
instalações pretendidas pelas Interessadas estavam em plena obra durante o período da pandemia 
e, portanto, em etapa de projeto que deveria ser a mais comprometida com as restrições da 
pandemia.  
54. 
Em caso específico de uma usina termelétrica de 1,5 GW, instalada no Rio de Janeiro, 
com mais de 5.000 (cinco mil) colaboradores executando obras, o efetivo efeito no auge da pandemia 
foi de 150 (cento e cinquenta) dias.  
55. 
No caso ora em análise, o pedido de excludente alcança 640 (seiscentos e quarenta) 
dias, para obras que sequer foram iniciadas, sendo que parte desse quantitativo refere-se a evento 
prévio à emissão das outorgas. Registra-se que os desafios relacionados à pandemia foram mais 
intensos para os empreendimentos em fase de obras e, portanto, com grande contingente de 
pessoal, o que foi inviabilizado, por determinado período, por decisões de órgãos públicos para 
combater a disseminação do vírus.  
56. 
A Autorizada também alega13 que “o transporte marítimo e a disponibilidade de 
containers no mercado internacional foram duramente afetados pela pandemia decorrente do 
coronavírus (COVID-19). Referidos efeitos foram traduzidos não somente em substancial aumento do 
custo de frete como também indisponibilidade ou até mesmo escassez de contêineres em diversas 
oportunidades. Mais recentemente os custos e a fabricação de módulos fotovoltaicos foram afetados 
pela crise de produção de energia instalada na China com sérios efeitos em toda a cadeia produtiva”.  
57. 
Quanto a esse ponto, cumpre destacar que a contratação de serviços e equipamentos 
(fatores ainda não equacionados pela Interessada, conforme relatórios do RAPEEL) não são eventos 
considerados passíveis de excludente de responsabilidade, pois não se enquadram no conceito de 
caso fortuito, força maior ou ato de terceiros para o caso concreto. São eventos de gestão própria do 
empreendedor, que foi autorizado a implantar a usina por sua conta e risco como PIE. Não se 
constituem, desta forma, em elementos passíveis de consideração na análise de excludente de 
 
13 Nos Relatórios RAPEEL, a Riacho Energia indica como entraves no processo de implantação das Usinas (i) fornecimento de 
equipamentos e (ii) obras.

responsabilidade, pois esses riscos encontram-se na álea ordinária e não são fatos cujos efeitos eram 
inevitáveis.  
58. 
Frisa-se que tal entendimento foi firmado por esta Diretoria em diversas 
oportunidades e mais recentemente na 6ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 22 de fevereiro 
de 2022, na análise dos pedidos de alteração de cronograma e de postergação CUST das UFV 
Belmonte UFV Belmonte I (1- 1 a 1- 4) e UFV Belmonte II (2- 1 a 2- 6), ambos indeferidos por meio do 
Despacho nº 518, também de 22 de fevereiro de 2022.  
59. 
Esta Diretoria ao deliberar o assunto, acolheu voto do Diretor Relator da matéria que 
asseverou que “[...] os alegados efeitos econômicos da pandemia na obtenção de financiamento e na 
contratação de equipamentos e materiais recai na álea de risco do negócio”.  
60. 
Desse modo, diante da inexistência de eventos cuja responsabilidade pode ser 
afastada, não se reconhece excludente de responsabilidade da Autorizada face aos atrasos na 
implantação das Usinas.  
61. 
Por fim, registra-se que não foram encontrados registros de inadimplências em nome 
das Interessadas, ou dos integrantes da cadeia societária, nos sistemas de controle das áreas de 
fiscalização da ANEEL. Também foi verificado que tanto a composição de suas cadeias societárias, 
quanto o Cadastro Institucional da ANEEL (CDA), instituído pela REN 804/2018, estão corretamente 
preenchidos nos sistemas disponibilizados pela Agência. 
62. 
Pelo exposto, diante da inexistência de eventos excludentes de responsabilidade, 
entendo que os pedidos de alteração dos respectivos cronogramas de implantação das das UFV 
Altitude 1 a 15 e UFV Riacho da Serra 4 a 8 devam ser indeferidos. 
III – DIREITO  
 
63. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos:  
a) 
Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
b) 
Decreto nº 2.003, de 10 de setembro de 1996; 
c) 
Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016; 
d) 
Resolução Normativa n° 876, de 10 de março de 2020; e 
e) 
Processos judiciais 1018468-43.2022.4.01.3400 e 1018399-11.2022.4.01.3400. 
IV - DISPOSITIVO 
64. 
A partir de tais argumentos e do que consta nos Processos nº 48500.006373/2019-06, 
48500.006372/2019-53, 48500.006371/2019-17, 48500.006374/2019-42, 48500.006360/2019-29, 
48500.006362/2019-18, 48500.006370/2019-64, 48500.006369/2019-30, 48500.006368/2019-95, 
48500.006367/2019-41, 48500.006366/2019-04, 48500.006365/2019-51, 48500.006364/2019-15,

48500.006363/2019-62, 48500.006361/2019-73, 48500.005358/2019-32, 48500.006258/2019-23, 
48500.006259/2019-78, 48500.006260/2019-01 e 48500.006261/2019-47, voto no sentido de 
indeferir os pedidos de alteração dos cronogramas de implantação das UFV Altitude 1 a 15 e UFV 
Riacho da Serra 4 a 8, por inexistirem eventos excludente de responsabilidade a serem reconhecidos 
nos termos do art. 19 da Lei nº 13.360/2016. 
 
Brasília, 31 de maio de 2022. 
 
 
(Assinatura digital) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor