VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.002349/2015-66 
 
INTERESSADOS: Santa Helena Energias Renováveis S/A, Santa Maria Energias Renováveis S/A, 
Consumidores de energia elétrica e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM. 
 
ASSUNTO: Requerimento Administrativo interposto pelas empresas Santa Helena Energias Renováveis S.A. 
e Santa Maria Energias Renováveis S.A., com vistas à revisão do mecanismo de reconciliação contratual 
quadrienal e do mecanismo de apuração do ressarcimento. 
 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
As EOLs Santa Helena e Santa Maria, vencedoras do 4º LER (Edital 03/2011-ANEEL), 
receberam outorgas1 para produção independente de energia elétrica (PIE). De acordo com o CER, o início de 
suprimento e da operação comercial estava previsto para 10/7/2014. 
 
2. 
Os respectivos atos de outorga autorizaram as duas usinas a conectarem seus respectivos 
sistemas de transmissão de interesse restrito à SE João Câmara II, de responsabilidade da Extremoz 
Transmissora do Nordeste S/A - ETN. 
 
3. 
Em 6/5/2013, foi protocolada na ANEEL a solicitação de alteração de características técnicas2 
das referidas usinas. Em 18/6/2014, a SCG3 concluiu favoravelmente aos pleitos e enviou os autos ao MME, 
em atendimento ao disposto na Portaria 132/2013. 
 
4. 
Em 3/9/2014 os empreendedores pleitearam a alteração do cronograma de implantação das 
usinas, de modo a concatenar com a entrada em operação da SE João Câmara III4, em atraso e com previsão 
para entrar em operação comercial em 31/10/2014, conforme relatório do SIGET. Pleitearam, ainda, deslocar 
o início do suprimento, de modo a compatibilizá-lo com o início da operação comercial. 
 
5. 
Em 22/10/2014, o MME5 autorizou as alterações das características técnicas e definiu o 
sistema de transmissão de interesse restrito para conexão das usinas à SE João Câmara III, modificações 
consubstanciadas nas Resoluções Autorizativas 4.897 e 4.898, ambas de 4/11/2014. 
 
1 Portarias MME 207, de 5/4/2012, e 274, de 7/5/2012. 
2 Constaram dos pedidos: a) alteração das Potências Instaladas, de 29.982 para 29.700 kW; b) alteração do leiaute dos aerogeradores 
das usinas; c) alteração dos sistemas de transmissão de interesse restrito dos empreendimentos. 
3 Nota Técnica 202/2014-SCG/ANEEL, de 18/6/2014. 
4 O sistema de transmissão de interesse restrito é constituído de 2 circuitos em 34,5 kV de uso exclusivo, até a SE Elevadora Brisa 
Potiguar II 34,5/138 kV, compartilhada com EOL SM e EOL Santo Uriel, e de uma LT 138 kV, 1x465,4 kcmil/fase, de uso 
compartilhado, com cerca de 11 km de extensão, se conectando em uma estrutura da linha de 138 kV Brisa Potiguar I - João Câmara 
III, que se conecta em um único vão no barramento de 138 kV da SE João Câmara III, ficando neste barramento compartilhadas as 
EOL SM, EOL Santo Uriel, EOL Santa Helena, EOL Asa Branca I, EOL Asa Branca II, Asa Branca II e EOL Eurus IV. 
5 Ofícios 328 e 329/2014-SPE-MME.

6. 
Quanto à alteração do cronograma de implantação das usinas, a SCG6 concluiu por não acatar 
o pleito. Na análise, a SCG se apoiou em conclusão da SFG7, que também se manifestou contrária aos pedidos. 
Assim, por meio dos Despachos 1.260 e 1.342, de 28/4/2015, o Colegiado da ANEEL negou provimento aos 
pedidos para alteração do cronograma de implantação das referidas centrais eólicas. 
 
7. 
Em 14/5/2015, a COPEL8, considerando que houve atraso na disponibilização das instalações 
de transmissão e também na aprovação do pedido de alteração das características técnicas das usinas, 
requereu a revisão do mecanismo de reconciliação contratual quadrienal e do mecanismo de apuração do 
ressarcimento por desvios anual de geração. 
 
8. 
Em 26/6/2015, por meio da Nota Técnica 96/2015-SRM/ANEEL, a SRM analisou a solicitação 
e concluiu pela inviabilidade do pedido.  
 
9. 
Fui designado Relator da matéria por ocasião do sorteio público ordinário realizado em 
6/7/2015. 
 
10. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
O agente alega que as decisões assentes nos Despachos 1.260 e 1.342, ambos de 2015, 
afetam de forma negativa o mecanismo de reconciliação contratual e o de apuração do ressarcimento por 
desvios negativos de geração, ambos estabelecidos no CER, uma vez que a não alteração do cronograma de 
implantação das centrais eólicas Santa Maria e Santa Helena e da postergação do início do suprimento, 
conforme solicitado, caracteriza uma situação de atraso contratual que afeta todo o período de suprimento. 
 
12. 
Afirma o agente que há dupla penalização nos mecanismos para aqueles que eventualmente 
atrasem a entrada em operação comercial. 
 
13. 
Assim, propõe que para o mecanismo de reconciliação contratual, seja considerada 
a disponibilidade mensal contratual em lugar da geração faltante, desde a data de início do suprimento 
constante do contrato até a data de entrada em operação comercial da usina9. Assim, o atraso eventual da 
usina não comprometeria seu resultado para fins de reconciliação contratual. 
 
14. 
O agente alega que o mecanismo de apuração dos desvios de geração é aplicado 
indevidamente em caso de atraso das instalações de transmissão, uma vez que a geração não poderia ser 
escoada. Ademais, o mecanismo penaliza o agente em atraso, uma vez que não considera os efeitos da 
sazonalização do recurso energético (vento). Portanto, requer também que para esse mecanismo a apuração 
considere o montante contratual sazonalizado pela disponibilidade mensal declarada, de modo a afastar a 
contaminação da sazonalização quando da apuração dos ressarcimentos, e substituir a geração faltante pela 
disponibilidade mensal até o momento da entrada em operação comercial das instalações de transmissão. 
 
II.1. DOS MECANISMOS DE RECONCILIAÇÃO CONTRATUAL QUADRIENAL E DE APURAÇÃO DO RESSARCIMENTO POR 
DESVIOS ANUAL DE GERAÇÃO 
 
6 Nota Técnica 126/2015- SCG/ANEEL, de 27/2/2015. 
7 Nota Técnica 84/2014-SFG/ANEEL, de 22/11/2014. 
8 Carta CRG-C/94/2015 e Carta CRG-C/95/2015, ambas de 14/5/2015. SIC 48513.013709/2015-00 e 48513.013707/2015-00. 
9 Autorização para início da operação comercial: usina Santa Maria: 23/4/2015 e usina Santa Helena: 6/5/2015.

15. 
A SRM pondera que a reconciliação contratual ocorre a partir do 2º quadriênio, de modo a 
ajustar o valor do contrato em razão das incertezas da geração eólica. Assim, a energia contratada para o 2º 
quadriênio deverá ser revisada para o valor médio anual do montante de energia efetivamente gerado, geração 
contabilizada desde o início do 1º quadriênio. Vale lembrar que o novo montante está condicionado à média 
dos valores quadrienais, de modo que a energia contratada não seja superior ao montante associado ao lance 
vencedor submetido no leilão. 
 
16. 
Conforme a SRM, o novo montante deverá considerar como marco o início do 1º quadriênio 
(data do início do suprimento do contrato) ou a data da operação comercial da usina, o que ocorrer por último, 
conforme estabelece a subcláusula 4.8.3 do CER10. 
 
17. 
A subcláusula 4.8.3 do CER prevê, de forma expressa, a hipótese de atraso da entrada em 
operação comercial da usina para fins de reconciliação contratual. De maneira que essa subcláusula expressa 
o pedido do empreendedor, de se considerar a disponibilidade média declarada desde o início do quadriênio 
contratual. Cabe lembrar que, tanto o contrato quanto o edital foram objeto de audiência pública, aos quais 
todos os competidores se submeteram quando da realização do leilão. 
 
18. 
Em relação aos desvios, foi criada a Conta de Energia para mitigar as incertezas da geração 
eólica, que contabiliza as diferenças entre os montantes de energia gerados e os montantes contratados. Caso 
a geração seja inferior a 90% da energia contratada ocorrerá desvios negativos de geração, o que sujeitará o 
vendedor ao ressarcimento acrescido de uma penalidade de 15% sobre o total do montante não gerado, ao 
final de cada ano contratual, nos termos da cláusula 10 do CER. Os riscos relacionados à obrigação de entrega 
estão postos nas subcláusulas 4.5 e 4.5.1 do CER. 
 
19. 
Quanto à reconciliação contratual, acompanho o entendimento da SRM, de que a mesma 
ocorre a partir do 2º quadriênio, como forma de ajuste no valor do contrato em razão das incertezas na 
previsibilidade da geração eólica. Assim, a energia contratada para o 2º quadriênio deverá ser revisada para o 
valor médio anual do montante de energia efetivamente gerado, contabilizada desde o início do 1º quadriênio.  
 
20. 
O novo montante deverá considerar como marco o início do 1º quadriênio (a data do início do 
suprimento do contrato) ou a data da operação comercial da usina, o que ocorrer por último, conforme 
estabelece a subcláusula 4.8.3 do CER. A referida subclásula prevê a hipótese de atraso da entrada em 
operação comercial da usina para fins de reconciliação contratual, abrigando, portanto, o pedido do 
empreendedor de se considerar a disponibilidade média declarada desde o início do quadriênio contratual. 
 
21. 
Vale lembrar ainda que tanto o contrato quanto o edital foram objeto de audiência pública, aos 
quais os participantes se vincularam quando do leilão. O princípio da vinculação ao instrumento convocatório 
se traduz na regra de que o edital, do qual o CER é parte integrante, faz lei entre as partes. 
 
22. 
Em relação aos desvios de geração, a Conta de Energia, que visa mitigar as incertezas da 
geração eólica, contabiliza as diferenças entre os montantes de energia gerados e os montantes contratados. 
Nos casos de geração inferior a 90% da energia contratada ocorrerá desvios negativos de geração, o que 
sujeitará o vendedor ao ressarcimento, acrescido da penalidade de 15% sobre o total do montante não gerado, 
10 Para cada USINA, o valor do termo G1:Q−1 (valor médio da geração da USINA) considera o valor médio da geração referenciada 
ao CENTRO DE GRAVIDADE, exclusivamente no período em que a USINA encontra-se em operação comercial, compreendido 
desde: (i) o inicio do 1º (primeiro) quadriênio ou a data de entrada em operação comercial da USINA, o que ocorrer por último, até (ii) 
o final do quadriênio anterior Q -1.

ao final de cada ano contratual, nos termos da cláusula 10 do CER. Os riscos relacionados à obrigação de 
entrega estão postos nas subcláusulas 4.5 e 4.5.1 do CER11. 
 
23. 
Significa que os desvios de geração - energia contratada versus energia gerada – serão 
contabilizados desde o primeiro dia do início de suprimento (1º/7/2014), em períodos anuais e quadrienais. 
Assim, só haverá penalização quando o empreendimento gerar abaixo de 90% do montante contratado, não 
importando o motivo, se por ocorrência de ventos em intensidade inferior à esperada, atraso na entrada em 
operação comercial: ou indisponibilidade de aerogeradores em nível superior aos índices de referência. 
 
24. 
Conforme conclui a SRM, não procede a alegação do agente de dupla penalização, incidindo 
sobre a reconciliação contratual e sobre os desvios negativos de geração. Por outras palavras, para efeito da 
reconciliação contratual o valor médio do montante gerado deverá considerar o período do início da operação 
comercial até o último dia do primeiro quadriênio, conforme dispõe a subcláusula 4.8.3 do CER. Para os desvios 
de geração será considerada a data do início contratual do suprimento. Um mecanismo captura todo o período 
de suprimento desde a data original do contrato (desvios de geração), o outro captura o período a partir da data 
de entrada em operação comercial da usina (reconciliação). 
 
 
III – DIREITO 
A presente análise foi realizada com observância dos seguintes instrumentos legais e regulamentares: (i) Lei 
9.074/1995; (ii) Lei 9.427/1996; (iii) Lei 10.848/2004; (iv) Decreto 5.163/2004; e (v) Portaria MME 113, de 
1º/2/2011. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
25. 
Do exposto e com base nos documentos constantes do Processo n. 48500.002349/2015-66 
voto pelo indeferimento dos pedidos de alteração dos mecanismos de reconciliação contratual e de desvios de 
geração constantes do CER do Edital 003/2011 do 4º LER, formulados pela Santa Helena Energias Renováveis 
S/A e Santa Maria Energias Renováveis S/A, por afetar as condições estabelecidas no Edital e no respectivo 
contrato.  
 
 
Brasília, 10 de maio de 2016. 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor 
11 4.5. Os riscos financeiros associados à diferença entre a ENERGIA GERADA e a(s) ENERGIA(S) CONTRATADA(S), quando da 
verificação de desvios negativos de geração, serão assumidos pelo VENDEDOR, nos termos do CONTRATO.  
4.5.1. A diferença de que trata esta subcláusula pode estar atrelada a:  
(i) ocorrência de ventos em intensidade inferior ao considerado em estudos realizados na fase de projeto;  
(ii) entrada em operação comercial da(s) USINA(S) em data posterior a 1º de julho de 2014; e/ou  
(iii) indisponibilidade de aerogeradores em nível superior aos índices de desempenho de referência.