1 
 
VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004982/2020-56 
 
INTERESSADO: Roraima Energia S.A. 
 
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Diretoria – DIR 
 
ASSUNTO: Recurso Administrativo interposto pela Roraima Energia S.A. em face do Despacho nº 
2.888, de 2020, emitido pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, que fixou o Fator de Corte 
de Perdas Regulatórias a ser considerado no cálculo dos reembolsos mensais da Conta de Consumo 
de Combustíveis no ano de 2021. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
A Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, bem como sua regulamentação pelo 
Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010, atribuíram à ANEEL a competência de definir o custo 
médio da energia e potência comercializadas pelos agentes de distribuição no âmbito do ACR, o 
ACRmédio, bem como a forma de considerar o nível eficiente de perdas nos reembolsos da Conta 
de Consumo de Combustíveis – CCC. 
2. 
A Agência discutiu com os agentes e sociedade a regulamentação complementar 
destes temas, os quais estão atualmente consignados no Submódulo 5.1 do PRORET, que teve sua 
última versão aprovada pela Resolução Normativa nº 800, de 19 de dezembro de 2017. 
3. 
A Portaria nº 3.923, de 29 de março de 2016, ratificou a delegação conferida pela 
Diretoria da ANEEL ao titular da Superintendência de Gestão Tarifária – SGT da competência de 
publicar os valores anuais do ACRmédio e do Fator de corte de perdas – fc, com base na qual, em 7 
de outubro de 2020, por meio do Despacho nº 2.888, a SGT fixou os valores do fator de corte de 
perdas regulatórias para cada uma das concessionárias de distribuição beneficiárias da CCC.

2 
 
4. 
Em 19 de outubro de 2020, mediante a Carta nº PR 0841, a Roraima Energia 
apresentou Recurso Administrativo em face do Despacho nº 2.888. Na mesma data, a 
Concessionária apresentou também a Carta nº PR 0832, informando as medidas por ela adotadas 
para o combate às perdas elétricas3. 
5. 
 No dia 27 do mesmo mês a SGT exarou o Despacho nº 3.081, por meio do qual, no 
exercício de seu juízo de reconsideração, a Superintendência manteve sua decisão anterior e 
submeteu o caso à apreciação da Diretoria Colegiada. 
6. 
Em 22 de junho de 2021 minha Assessoria solicitou à Superintendência de Regulação 
dos Serviços de Geração – SRG que, em interação com a SGT, realizasse avaliação complementar do 
Recurso da Roraima Energia em face do Despacho nº 2.888, de 2020. 
7. 
Em resposta, no dia 7 de julho as Superintendências emitiram a Nota Técnica nº 
067/2021-SRG-SGT/ANEEL, em que concluíram que “a glosa de reembolso da CCC em função da 
aplicação do Fator de Corte de Perdas Regulatórias consome parte considerável da Parcela B da 
tarifa da Roraima Energia, chegando a 41% em 2020 e estimada em 24,9% para 2021”. As 
Superintendências também apontaram que “o pedido da Roraima Energia para que a ANEEL defina 
o fc para o valor de 1, não reúne evidências para ser acolhido, uma vez que se trata de um 
instrumento de eficiência decorrente de dispositivo legal contido no § 16 do artigo 3º da Lei nº 
12.111, de 2009.”  
8. 
Contudo, na citada Nota Técnica, a SRG e a SGT cogitaram que “haveria a hipótese de 
rever-se a base de cálculo da aplicação da glosa, na forma de um CTG simulado tomando por 
referência o patamar de custo anterior à interrupção do fornecimento da Venezuela.” 
9. 
Diante dessa hipótese, minha Assessoria consultou a Procuradoria Federal junto à 
ANEEL, solicitando a emissão de parecer jurídico quanto ao encaminhamento de decisão proposto 
 
1 Documento SICNet nº 48513.027264/2020. 
2 Documento SICNet nº 48513.027262/2020. 
3 Cabe citar que em 21 de agosto de 2020, mediante a Carta nº PR 057 (Documento SICNet nº 48513.022286/2020), a 
Roraima Energia havia solicitado à ANEEL a alteração do índice de fator de corte (fc) aplicável à Concessionária.

3 
 
pelas áreas técnicas, no sentido de identificar eventuais óbices jurídicos. 
10. 
Em 13 de agosto, em atendimento à solicitação, a Procuradoria emitiu o Parecer nº 
00206/2021/PFANEEL/PGF/AGU, em que opinou pelo não provimento do Recurso da Roraima 
Energia e apontou que, em face da constatação das áreas técnicas de grave comprometimento da 
Parcela B da Distribuidora, “é imprescindível que a ANEEL dê conhecimento da questão ao Ministério 
de Minas e Energia – MME para que, se for o caso, edite ato normativo que entender cabível para 
permitir, em caráter excepcional, a valoração da glosa decorrente de perdas ineficientes de energia 
elétrica por outro fator.” 
11. 
Diante disso, prezando pela harmonia entre as atuações do Poder Concedente e da 
Agência Reguladora, solicitei4 o posicionamento do MME a respeito do tema, especialmente quanto 
à possibilidade aventada pelas Superintendências da ANEEL para consideração de um CTG simulado, 
que neutralize o efeito do aumento do custo da aquisição de energia decorrente da interrupção do 
fornecimento da Venezuela. 
12. 
Em sua resposta, apresentada pelo Ofício nº 443/2021/SE-MME5, a Secretária-
Executiva da Pasta apontou que “a hipótese aventada pelas áreas técnicas da ANEEL [...] está 
coerente com a alteração determinada pelas diretrizes emitidas pelo MME em relação à alternativa 
de manutenção do atendimento a Boa Vista por meio de geração termelétrica.” 
13. 
É o que basta relatar. 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
14. 
Trata-se de Recurso Administrativo interposto pela Roraima Energia em face do 
Despacho nº 2.888, de 2020, emitido pela SGT, que fixou o Fator de Corte de Perdas Regulatórias 
(fc) a ser considerado no cálculo dos reembolsos mensais da CCC em 2021. 
15. 
A principal argumentação da Recorrente se baseia no fato de que o desconto do fc 
acarretou um resultado de alto impacto financeiro à Concessão, uma vez que o custo total de 
 
4 Documento SICNet nº 48510.000757/2021-00. 
5 Documento SICNet nº 48513.028081/2021-00.

4 
 
geração (CTG) subiu substancialmente após a interrupção do suprimento oriundo da Venezuela. 
16. 
A Recorrente afirmou que o suprimento de energia elétrica oriunda da Venezuela foi 
totalmente interrompido em 7 de março de 2019, momento a partir do qual teve que passar a 
atender a integralidade do seu mercado com energia proveniente de usinas térmicas, com custo 
mais elevado. Nesse contexto, alegou que a regra de cálculo do fator de corte, quando aplicado 
sobre o custo da energia termelétrica, “acaba por penalizar a distribuidora, dado que as glosas 
expressivas são resultantes da elevação dos custos da energia e não de aumento de sua ineficiência 
no combate às perdas elétricas”. 
17. 
A Roraima Energia pontuou também que o aumento do valor da aquisição de energia 
elétrica após a interrupção do suprimento da Venezuela é fato exógeno à sua gestão e que lhe impõe 
demasiado ônus. 
18. 
Por fim, a Recorrente concluiu que a contratação de energia exclusivamente térmica 
desvirtua a valoração decorrente da aplicação do fator de corte, o que vai de encontro ao conceito 
regulatório de neutralidade dos custos de aquisição de energia elétrica e prejudica o equilíbrio 
econômico-financeiro da Concessão. 
19. 
Com base nesses elementos, a Roraima Energia solicitou a utilização de fator de corte 
que atenda às “peculiaridades resultantes de fatos exógenos”, o que se daria por meio da aplicação 
extraordinária e provisória de índice de fator de corte em valor “1”, de forma retroativa a março de 
2019 e até a efetiva interligação de sua área de concessão ao Sistema Interligado Nacional. 
20. 
Quanto ao custo de geração, restou demonstrado na análise da SRG e da SGT que 
houve expressivo aumento a partir de março de 2019, quando foi cessada a importação de energia 
a partir da Venezuela, por questões técnicas do lado venezuelano. As Superintendências mostraram 
que a substituição da energia que deixou de ser fornecida pela Venezuela por geração a óleo diesel, 
mais cara, resultou em um CTG aproximadamente 2,35 vezes maior que o anterior. 
21. 
Por sua vez, o aumento substancial do CTG frente à interrupção da importação de 
energia da Venezuela alterou significativamente o impacto da glosa em relação ao valor da Parcela 
B da tarifa da Distribuidora. Como mencionado, as Áreas Técnicas apontaram que o

5 
 
comprometimento é significativo, sendo a maior ocorrência em 2020, equivalente a 41%. Já para 
2021 o patamar estimado corresponde a 24,9% da Parcela B. 
22. 
Não obstante os fatos descritos e seus impactos na situação econômico-financeira da 
Roraima Energia, o pedido para flexibilização do fator de corte precisa ser ponderado também à luz 
da Lei nº 12.111, de 2009, que em seu artigo 3º, § 16, estabelece a limitação ao nível eficiente de 
perdas conforme regulação da ANEEL, assim como o artigo 4º-A estabeleceu, desde 2016, uma 
trajetória aplicável aos custos passíveis de reconhecimento para fins tarifários e de reembolso da 
CCC. 
23. 
Aqui, cabe explicar que a trajetória de perdas regulatórias foi definida na Resolução 
Homologatória nº 2.184, de 2016, e não se vislumbra razão para retificá-la. Além disso, a esse 
respeito é necessário esclarecer que o problema apontado pela Roraima Energia não é decorrente 
de problemas na definição do nível das perdas regulatórias, sendo que em seu Recurso a 
Concessionária não questiona a trajetória estabelecida pela ANEEL. Como bem apontou a 
Procuradoria, “a disfunção suscitada - e verificada pelas áreas técnicas - reside na valoração da glosa 
decorrente da aplicação do fator de corte, que considera o montante glosado multiplicado pelo custo 
total de geração.” 
24. 
Como se observa, tem-se a aplicação do fator de corte mediante trajetória 
estabelecida expressamente pela Lei nº 13.299, de 21 de junho de 2016, cujos impactos à Parcela B 
são asseverados a partir de 7 de março de 2019, com a interrupção6 definitiva da importação de 
energia elétrica da Venezuela, originariamente prevista7 até 2021. 
25. 
A esse respeito, o MME explicou que “a opção pelo atendimento de Boa Vista por 
meio de geração termelétrica não decorreu de uma opção da distribuidora, tendo em vista que, em 
face das condições precárias de atendimento a Boa Vista por meio da linha Venezuela, ainda antes 
do vencimento dos contratos de suprimento o MME reconheceu a necessidade de manutenção de 
 
6 Vide Ata do CMSE da 216ª Reunião (Ordinária), de 13.03.2019. 
7 Vide Resolução ANEEL nº 201, de 6 de junho de 2001, que autorizou a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A 
ELETRONORTE a importar 200 MW de potência e respectiva energia elétrica associada, proveniente da República da 
Venezuela, pelo prazo de vinte anos, contado da publicação da Resolução, prorrogável a pedido da interessada e a 
critério da ANEEL.

6 
 
geração termelétrica em Boa Vista, sucessivamente por meio das Portarias MME nº 396, de 5 de 
novembro de 2013, nº 501, de 28 de dezembro de 2017, e nº 4688, de 31 de outubro de 2018, 
estabelecendo à distribuidora a necessidade de manter a referida geração termelétrica até a efetiva 
interligação ao Sistema Interligado Nacional - SIN ou até a entrada em operação de outras soluções 
de suprimento definidas pelo MME.” 
26. 
Neste ponto, cabe destacar que, até a interligação do Estado de Roraima ao SIN, a 
solução para atendimento da concessão foi estabelecida pelo Leilão nº 1/2019, que contratou 294 
MW de potência nominal por meio das usinas Monte Cristo Sucuba, Jaguatirica II, BBF Baliza, Híbrido 
Forte de São Joaquim, Palmaplan Energia 2, Bonfim, Cantá, Pau Rainha e Santa Luz. Segundo o 
Acompanhamento da Implantação das Centrais Geradoras de Energia Elétrica9, elaborado pela 
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, essas usinas têm previsão de 
entrada em operação entre 29 de dezembro de 2021 e 30 de abril de 2023. 
27. 
Assim, o Ministério concluiu que “o aumento do CTG ao qual a distribuidora passou 
a incorrer não foi decorrente de opção contratual da distribuidora, sendo, portanto, a hipótese 
aventada pelas áreas técnicas da ANEEL, de utilizar um CTG simulado com base nos custos incorridos 
pela distribuidora à época da vigência dos contratos de suprimento pela Venezuela, está coerente 
com a alteração determinada pelas diretrizes emitidas pelo MME em relação à alternativa de 
manutenção do atendimento a Boa Vista por meio de geração termelétrica.” 
28. 
Diante do exposto, tem-se, em resumo, que (i) não há problemas com a trajetória de 
perdas definida para a concessão; (ii) o problema foi originado pela interrupção do fornecimento de 
energia da Venezuela, que elevou substancialmente o CTG incorrido pela Boa Vista; (iii) a opção pelo 
fornecimento de energia pela Venezuela não foi opção da Concessionária; (iv) a interrupção de tal 
 
8 Art. 1º Reconhecer a necessidade de manutenção dos 216,5 MW de geração termelétrica disponível em Boa Vista, 
Estado de Roraima, conforme disposto na Portaria MME nº 501, de 28 de dezembro de 2017.  
Art. 2º Reconhecer a necessidade de disponibilidade adicional de 28,5 MW em 2019, totalizando 245,0 MW de geração 
termelétrica disponível, incluindo a reserva operativa, seguindo rito estabelecido na Portaria MME nº 396, de 5 de 
novembro de 2013, mantendo disponível até a efetiva interligação do Sistema Isolado de Boa Vista ao Sistema 
Interligado Nacional, nos termos da Portaria MME nº 258, de 2 de agosto de 2013, ou até a entrada em operação de 
outras soluções de suprimento definidas pelo Ministério de Minas e Energia. 
9 Disponível em https://www.aneel.gov.br/acompanhamento-da-expansao-da-oferta-de-geracao-de-energia-eletrica. 
Consulta feita em 18 de outubro de 2021.

7 
 
fornecimento não era previsível e não estava sob gestão da Distribuidora; e (v) o quadro 
compromete severamente o equilíbrio da concessão, pelo qual compete a Agência Reguladora zelar. 
29. 
Com base nesses elementos, considero não ser possível acatar o pleito da Boa Vista 
para “aplicação extraordinária e provisória de índice de fator de corte em valor 1”, mas entendo 
adequada a aplicação da solução proposta pelas áreas técnicas, que consiste na emulação de um 
CTG com referência ao patamar de custo anterior à interrupção da importação da Venezuela. 
30. 
Destaco que o CTG de referência como base para a aplicação do fator de corte deve 
ser aplicado no período compreendido entre março de 2019, quando se deu a interrupção do 
fornecimento de energia por parte da Venezuela, e abril de 2023, quando está prevista conclusão 
da entrada em operação das usinas provenientes do Leilão nº 1/2019-ANEEL. 
31. 
Destaca-se que a entrada gradual das novas usinas contribuirá para a redução natural 
do CTG corrente. Nesse sentido, há que se ponderar, na aplicação do CTG de referência, um fator 
que represente a entrada em operação das novas usinas, da seguinte forma: 
CTGfc = CTGcor * (Uoperação/Utotal) + CTGref * (1-(Utotal/Uoperação)) 
Onde: 
CTGcor: : custo total de geração observado no mês corrente. 
CTGfc: custo total de geração a ser aplicado para fins de desconto pelo fator de corte, no 
período entre março de 2019 a abril de 2023. 
CTGref: custo total de geração de referência, igual à média do custo total de geração 
observado no período agosto de 2017 a julho de 2018. 
Uoperação: soma das potências das usinas em operação comercial, contratadas no Leilão nº 
01/2019-ANEEL; 
Utotal: 294MW. 
 
Tabela 1 - Usinas contratadas no Leilão dos Isolados nº 01/2019-ANEEL 
Usida 
Potência (MW) 
 Monte Cristo Sucuba 
42 
 Jaguatirica ii 
126 
 BBF Baliza 
18 
 Híbrido Forte de São Joaquim 
56 
 Palmaplan Energia 2 
11 
 Bonfim 
10 
 Cantá 
10
  Usida      Potência (MW)  

8 
 
 Pau Rainha 
10 
 Santa luz 
10 
Total 
294 
III – DIREITO 
32. 
Esta fundamentação encontra amparo nas Leis nº 12.111, de 2009, e nº 13.299, de 
2016, na Resolução Normativa nº 800, de 2017, na Resolução Homologatória nº 2.184, de 2016, na 
Resolução Autorizativa nº 201, de 2001, e nas Portarias MME nº 396, de 2013, nº 501, de 2017, e 
nº 468, de 2018. 
IV – DISPOSITIVO 
33. 
Com apoio nesta fundamentação e no que consta no Processo nº 
48500.003635/2021-97, voto por conhecer e, no mérito, indeferir o Recurso Administrativo 
interposto pela Roraima Energia em face do Despacho nº 2.888, de 2020, emitido pela SGT, que 
fixou o Fator de Corte de Perdas Regulatórias (fc) a ser considerado no cálculo dos reembolsos 
mensais da CCC em 2021. 
34. 
Voto ainda por estabelecer, de ofício, que na glosa decorrente da aplicação do fator 
de corte para a Concessionária, no período compreendido entre março de 2019 e abril de 2023, a 
CCEE utilize um CTG de referência no patamar observado antes da interrupção da importação de 
energia da Venezuela, o qual deverá ser revisto na medida em que as usinas contratadas no Leilão 
para Sistemas Isolados nº 1/2019-ANEEL entrem em operação, conforme a equação posta neste 
Voto. 
Brasília, 19 de outubro de 2021. 
(Assinatura digital) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor