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VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.006358/2021-74 e 48500.005593/2021-29. 
 
INTERESSADA: Mercúrio Partners Ltda e UTE Paulínia Verde Ltda. 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição – SCT, Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração - SCG. 
 
ASSUNTO: Alteração de características técnicas da Usina Termelétrica – UTE MP Paulínia, 
localizada no município de Paulínia, estado de São Paulo; Declaração de Utilidade pública, para 
fins de instituição de servidão administrativa, em favor de Mercurio Partners Ltda., das áreas de 
terra necessárias à passagem de trecho de linha de transmissão que perfaz o seccionamento da 
Linha de Distribuição Carioba – Nova Aparecida C1, com 138 kV, na Subestação UTE Paulínia 
Verde, localizada no estado de São Paulo; transferência da autorização da UTE MP Paulínia, 
atualmente detida pela empresa Mercúrio Partners Ltda., em favor da empresa UTE Paulínia 
Verde Ltda; e Pedido de Medida Cautelar, interposto pela Mercúrio Partners Ltda. com vistas à 
transferência da autorização da Usina Termelétrica – UTE MP Paulínia em favor da empresa UTE 
Paulínia Verde Ltda. 
 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
A UTE MP Paulínia sagrou-se vencedora no Procedimento Competitivo 
Simplificado - PCS 1º/2021, Produto Disponibilidade – DISP2022-03, realizado em 25 de outubro 
de 2021, com 15.950 kW de potência. 
2. 
Em 5 de novembro de 2021, a UTE MP Paulínia foi outorgada por meio da 
Resolução Autorizativa nº 10.872.

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3. 
Em 8 dezembro de 2021, a Interessada solicitou por meio de carta S/nº1, a 
alteração das características técnicas da UTE MP Paulínia, a saber: alteração da potência 
instalada, localização, ponto de conexão e denominação da usina. 
4. 
Destaca-se que a Mercúrio Partners Ltda. é autorizada de geração sob regime de 
Produção Independente de Energia Elétrica – PIE e, mediante correspondência2 de julho de 2021, 
solicitou a Declaração de Utilidade Pública - DUP, para instituição de servidão administrativa, de 
área necessária à passagem do trecho de linha de transmissão que perfaz o Seccionamento da 
Linha de Distribuição 138 kV Carioba – Nova Aparecida C1, na Subestação UTE Paulínia Verde. 
5. 
Foi autorizada à Mercúrio Partners3, por meio da por meio da REA nº 10.872, a 
linha de transmissão de interesse restrito da Usina, formada pela conexão da UTE MP Paulínia 
com a LD 138 kV Carioba – Tanquinho C1. Porém, dentre outras alterações de características 
técnicas do empreendimento, a empresa solicitou a mudança da forma de conexão da Usina, que 
passaria a ser feita por meio do seccionamento LD 138 kV Carioba - Nova Aparecida C1. 
6. 
Em 11 de janeiro de 2022, a Superintendência de Concessões e Autorizações de 
Geração (SCG) emitiu a Nota Técnica n. 18/2022-SCG/ANEEL, em que analisou e recomendou a 
aprovação dos pleitos de alterações da potência instalada, localização, ponto de conexão, 
denominação da usina e do Sistema de Transmissão de Interesse Restrito. 
7. 
Considerando que a Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração 
– SCG manifestou-se favoravelmente ao pleito da Interessada, a Superintendência de 
Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT analisou o novo 
traçado4, condicionando a emissão da DUP à aprovação da alteração da forma de conexão da 
Usina pela Diretoria Colegiada da Aneel. 
8. 
Em 17 de janeiro de 2022 o processo foi distribuído a minha relatoria. 
 
1 Documento SicNet nº 48513.034123/2021-00. 
2 Carta S/N de 10 de dezembro de 2021. Documento SicNet nº 48513.033518/2021-00. 
3 Resolução Autorizativa nº 10.872, de 5 de novembro de 2021. 
4 Nota Técnica nº 18/2022-SCT/ANEEL, de 13 de janeiro de 2022. Documento SicNet nº 48526.000186/2022-00.

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9. 
Na mesma data, a SCG em conjunto com a Superintendência de Regulação 
Econômica e Estudos do Mercado – SRM emitiram a Nota Técnica 131/2022-SCG/SEM/ANEEL, 
em complemento à Nota Técnica n. 18/2022- SCG/ANEEL, revisitando o pedido referente à 
alteração da potência, acabando por recomendar sua negativa. 
10. 
Em 26 de janeiro de 2022, foi solicitada5 a transferência de titularidade da outorga 
da UTE MP Paulínia, com complementação6 da documentação necessária até 24 de março de 
2022. 
11. 
Em 25 de fevereiro de 2022, a Mercurio Partners Ltda apresentou Carta s/n, 
requerendo o registro das unidades adicionais que faziam parte do pedido para aumento de 
potência, como “unidades de contingência”.  
12. 
Em 29 de março de 2022, por meio da Nota Técnica nº 2337, a SCG recomendou a 
transferência da autorização da UTE MP Paulínia para a empresa UTE Paulínia Verde Ltda. 
13. 
Em 4 de abril de 2022, o processo de transferência de titularidade da outorga foi 
distribuído por conexão à minha relatoria. 
14. 
Em 6 de abril de 2022, a empresa apresentou pedido de medida cautelar incidental 
requerendo urgência na deliberação e aprovação do pedido de transferência de titularidade, 
também distribuído à minha relatoria. 
15. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
16. 
O Procedimento Competitivo Simplificado (PCS) nº 01/2021 objetivou a 
contratação de energia de reserva para garantir a segurança e a continuidade do suprimento 
 
5 Documento SIC nº 48513.002243/2022-00. 
6 Documentos SIC nº 48513.008219/2022-00 e nº 48513.008785/2022-00. 
7 Documento SIC nº 48524.004050/2022-00.

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eletroenergético no país em face da restrição de oferta de energia ocasionada pela crise 
hidroenergética ocorrida entre os anos de 2020 e 2021. 
17. 
A sua realização foi determinada por intermédio da Resolução Creg n. 4, de 2021, 
considerando as deliberações do CMSE, ao passo que as diretrizes para sua realização foram 
estabelecidas conforme disposições da Portaria Normativa nº 24/GM/MME, de 17/9/2021.  
18. 
O certame foi realizado sob condições excepcionais, uma vez que se tratou de 
contratação emergencial pela necessidade de aumento da oferta de energia já em maio de 2022. 
Neste cenário, o PCS não se tratou de mera contratação para expansão da geração dentro do 
planejamento ordinário do setor, mas de uma situação excepcional, motivada principalmente 
pela situação crítica em que os reservatórios se encontravam em 2021 e expectativas para 2022.  
19. 
Como resultado, foram contratados 778,2 MWmédio mediante contrapartida de 
uma receita fixa por disponibilidade de R$ 11,71 bilhões anuais. 
20. 
Ocorre que a medida excepcional e, à época necessária, resultou em um impacto 
financeiro demasiado alto. Da receita fixa anual de contrapartida, R$ 8,99 bilhões serão 
repassados anualmente às tarifas de distribuição. Apenas essa rubrica representa um incremento 
médio de 4,49% nas tarifas de todo o país.  
21. 
Conforme acompanhamento desta agência, apenas em 2022, com previsão de 
entrada em operação de 60% dos projetos, haverá um aumento na ordem de 3,3% na tarifa dos 
brasileiros. 
22. 
Ainda de acordo com informativo consolidado da CCEE, elaborado posteriormente 
ao PCS, o impacto financeiro esperado do procedimento será da ordem de R$ 39 bilhões. 
23. 
É neste cenário de preocupação que, em 17 de fevereiro de 2022, recebemos o 
Ofício 6444/2022-TCU, encaminhado pelo Tribunal de Contas da União – documento restrito, e 
por isso não anexado aos autos – referente ao processo TC 001.722/2022-0, que analisa 
Representação contra a execução dos contratos decorrentes do PCS, a fim de evitar grave lesão

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ao interesse público, notadamente o aumento do custo de vida da população e da produção 
nacional, tendo em vista a existência de atuação antieconômica na condução dos procedimentos.  
24. 
O mérito da Representação requer que o TCU torne nulo o PCS e todos os 
instrumentos dele decorrentes e que os agentes públicos responsáveis sejam devidamente 
sancionados pela condução da questão.  
25. 
Tal processo, inclusive, é conexo com o objeto do TC 016.319/2021-4, o qual versa 
sobre acompanhamento das ações governamentais relativas ao atendimento energético do 
Sistema Interligado Nacional (SIN), diante do cenário hidrológico desfavorável de 2021.  
26. 
Através do ofício indicado, o TCU requereu informações sobre o andamento das 
contratações decorrentes do PCS, bem como sobre uma possível rescisão unilateral dos 
instrumentos, tendo em vista a constatação de irregularidades apontadas pela Secretaria de 
Infraestrutura Elétrica – SeinfraElétrica, análise esta que acredito imprescindível para o presente 
feito e que, portanto, faço a transcrição de alguns trechos: 
17. A situação atual dos reservatórios justifica reavaliação da necessidade 
dos contratos  
Análise  
17.6. Nessa parte da petição, o representante destaca a possibilidade de 
rescisão unilateral dos contratos decorrentes do PCS em razão de sua 
antieconomicidade, já que a situação hidrológica atual não justifica 
termelétricas a preços tão elevados. Alega ainda que a avaliação da 
economicidade da contratação, diante da nova situação dos reservatórios, se 
faz necessária diante da autotutela dos órgãos e entidades governamentais 
responsáveis.  
17.7. Na 260a Reunião Ordinária do CMSE, realizada em 12/1/2022, o Comitê 
decidiu que, mesmo diante da melhoria das condições hidrológicas, as 
medidas excepcionais relacionadas ao despacho de usinas termelétricas fora 
da ordem do mérito deveriam continuar, pois ainda havia a necessidade de 
recuperação do armazenamento de relevantes reservatórios de usinas 
hidrelétricas (peça 16, p. 2). Contudo, limitou o acionamento de termelétricas 
com o Custo Variável Unitário (CVU) de até R$ 1.000,00/MWh, sendo que esse 
limite, excepcionalmente, poderia chegar até o valor de R$ 1.500,00/MWh, 
conforme excerto da ata da referida reunião transcrito abaixo:  
Diferentemente da deliberação então vigente, o colegiado estabeleceu limite 
para o despacho adicional de recursos para atendimento ao SIN, de forma 
que a geração termelétrica total das usinas despachadas pelo ONS, já

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acrescidos dos montantes porventura importados, não ultrapasse 15.000 
MWmédios, limitados a termelétricas que possuírem Custo Variável Unitário 
– CVU de até R$1.000/MWh. Em casos de reconhecida necessidade 
sistêmica, advinda de indisponibilidades forçadas de equipamentos em base 
semanal, ou situações excepcionais devidamente justificadas, e com vistas 
ao atingimento dos cenários prospectivos apresentados ao CMSE, 
considerar-se-á como limite o valor de CVU de até R$1.500/MWh. Estes 
valores teto de CVU foram indicados com vistas a priorizar a otimização 
energética a menores custos totais de operação e poderão ser revistos nas 
reuniões técnicas do Grupo de Trabalho do CMSE para acompanhamento das 
condições de atendimento ao SIN, desde que devidamente justificado. (grifos 
acrescidos)  
17.8. Observa-se que essa decisão do CMSE foi tomada quando a situação dos 
reservatórios não era tão boa quanto a apresentada pelo representante na 
Figura 1. De acordo com as informações da Figura 3, o volume dos 
reservatórios do SIN, em 11/1/2022, um dia antes da realização da 
mencionada reunião do CMSE, era de 51,20%, portanto, inferior aos 55,73% 
verificados em 24/1/2022.  
[...] 
17.9. Em nova consulta, observa-se que o volume útil dos reservatórios está 
em patamar ainda mais privilegiado agora no início de fevereiro, conforme 
atesta a Figura 4, que traz os valores referentes a 8/2/2022. Essa situação 
mais atual aumenta a possibilidade de que não seja mais necessário o 
despacho de termelétricas mais caras e de que existe a possibilidade de que 
os contratos decorrentes do PCS, dado o contexto atual, sejam desnecessários 
e antieconômicos.  
[...] 
17.10. Em consulta ao valor médio das termelétricas contratadas no PCS, 
todas elas possuem um custo médio maior do que os R$ 1.500,00/MWh 
definidos pelo CMSE como limite excepcional para o acionamento, conforme 
dados do documento da EPE à peça 15, p. 2. Ademais, a maioria dessas 
térmicas possui inflexibilidade operativa de 100%, o que significa que gerarão 
energia independentemente de serem mais caras e que, portanto, esses custos 
elevados recairão na tarifa dos consumidores.  
17.11. Assim sendo, há indícios de que os contratos com as termelétricas 
decorrentes do PCS, no contexto atual, sejam antieconômicos, em 
desobediência ao Princípio da Economicidade, que deve pautar as 
contratações públicas, com fulcro no art. 37, caput, da CF/88.  
17.12. Como dito anteriormente, quando da realização do certame, não era 
possível inferir a antieconomicidade da contratação, uma vez que a 
contratação se deu em um momento excepcional de crise hidroenergética. 
Contudo, diante do cenário hidrológico atual, é necessário que sejam 
avaliados os contratos no sentido de comparar se custos de sua eventual 
resolução (multas contratuais mais perdas e danos; vide Cláusula 13.1 da 
minuta dos contratos – peça 19) são inferiores aos custos de sua execução, o

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que justificaria eventual rescisão unilateral pela administração pública, com 
base no poder-dever de autotutela.  
17.13. Ressalta-se mais uma vez que se trata de uma contratação com preço 
bem acima dos praticados nos leilões sob condições ordinárias, dada a 
excepcionalidade do momento e das exigências em que foi realizado, e envolve 
acréscimo de valores da ordem de R$ 39 bilhões para os consumidores ao 
longo dos próximos anos. Entre as condicionantes previstas no edital do 
certame, havia condições explícitas para que gerador tivesse mantido seu 
contrato ao longo da execução, como não alterar características físicas, 
assumir risco de performance (tendo a obrigação de entrar em operação 
comercial em maio de 2022), entre outros.  
17.14. Considerando que a situação dos reservatórios, para o mesmo período, 
está mais favorável do que nos últimos cinco anos; que ainda não se iniciou o 
fornecimento de energia decorrente da contratação; que os preços 
contratados são superiores aos normalmente contratados em leilões 
ordinários; que o custo total da execução dos contratos é de dezenas de 
bilhões de reais e serão integralmente repassados para os consumidores; que 
o leilão foi realizado de forma excepcional, com base em estudos mais 
simplificados, com prazos processuais mais curtos, com valores unitários mais 
elevados, 
com 
cronogramas 
previstos 
para 
implantação 
dos 
empreendimentos mais apertados, com flexibilizações quanto a exigências 
ambientais e de conexão à rede, entre outros; e que há previsão contratual 
para resolução dos contratos, é necessário que as entidades envolvidas 
avaliem a pertinência, ou não, da rescisão de contratos decorrentes do PCS.  
17.15. Essa avaliação está fundamentada no poder-dever de autotutela da 
Administração Pública, com fulcro no art. 53 da Lei no 9.784/1999. Acerca da 
autotutela administrativa, menciona-se trecho da obra do administrativista 
José dos Santos Carvalho Filho:  
Não se trata apenas de uma faculdade, mas também de um dever, pois que 
não se pode admitir que, diante de situações irregulares, permaneça inerte e 
desinteressada. Na verdade, só restaurando a situação de regularidade é que 
a Administração observa o princípio da legalidade, do qual a autotutela é um 
dos mais importantes corolários. Não precisa, portanto, a Administração ser 
provocada para o fim de rever seus atos. Pode fazê-lo de ofício. Aliás, não lhe 
compete apenas sanar as irregularidades; é necessário também que as 
previna, evitando-se reflexos prejudiciais aos administrados ou ao próprio 
Estado. (CARVALHO FILHO, 2017, p. 35-36)  
17.16. Carvalho Filho ainda afirma que a autotutela abarca não só a 
necessidade de revisão de atos ilegais, mas também “aspectos de mérito, em 
que se reexamina atos anteriores quanto à conveniência e oportunidade de 
sua manutenção ou desfazimento” (CARVALHO FILHO, 2017, p. 36). Portanto, 
no caso da contratação em análise, ainda que não haja indícios de ilegalidade, 
há a possibilidade de rescisão contratual baseada na discricionariedade 
administrativa.

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17.17. Contudo, esse poder encontra limites na segurança jurídica e na 
estabilidade das relações jurídicas. Segundo o referido administrativista, a 
“possibilidade de revisão dos atos administrativos revela-se, em alguns casos, 
mais nociva do que a sua permanência (CARVALHO FILHO, 2017, p. 36).  
17.18. Em decorrência da possibilidade de que a manutenção dos contratos 
decorrentes do PCS seja mais prejudicial à administração pública do que a sua 
eventual rescisão, entende-se necessário que haja avaliação pelos entes 
governamentais competentes, em obediência ao poder-dever de autotutela 
administrativa.  
17.19. Nesse sentido, entende-se necessário diligenciar os gestores para que 
informem se o cenário hidrológico mais recente ainda justifica energia de 
reserva adquirida via PCS. Caso a resposta seja negativa, questionar a 
pertinência de manutenção dos contratos frente à possibilidade de rescisão 
unilateral. 
27. 
A análise sobre a inexistência de avaliação dos impactos tarifários da contratação 
do PCS, restou considerada irregular no âmbito do TC 016.319/2021-4.  
28. 
É diante desde cenário fático preocupante, portanto, que eu me debrucei na 
análise do presente processo, bem como dos demais processos relacionados a alterações de 
características técnicas de empreendimentos contratados no PCS.  
29. 
Embora demandem certa urgência em sua instrução e decisão, os processos 
relacionados ao certame estão sendo analisados com muita cautela, de forma apurada e detida, 
tendo em vista o impacto que irão acarretar ao Sistema Elétrico Brasileiro, como demonstrado. 
30. 
Por oportuno, faço aqui constar que em todas as análises, atuamos prezando pela 
responsabilidade administrativa e a segurança jurídica, priorizando sempre o menor impacto aos 
consumidores, parte sempre mais fraca e vulnerável do setor. Portanto, havendo dúvidas quanto 
a algum aspecto técnico ou jurídico relacionado, processos não são pautados e decididos às 
pressas. Por esta razão, desnecessário e desproporcional o Mandado de Segurança impetrado 
contra este relator, tendo em vista a retirada de pauta do processo na última RPO, realizada em 
12 de abril de 2022. 
31. 
Agora, por sua vez, considero verificadas e sanadas as dúvidas, de modo a expor 
as seguintes considerações de voto.

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ll.1 – Das alterações de características técnicas 
 
II.1.1 – Do pedido de alteração de potência  
32. 
Conforme apresentado no relatório deste voto, posteriormente à emissão da Nota 
Técnica nº 18/2022-SCG/ANEEL, verificou-se que o pleito de ampliação da capacidade instalada 
da UTE MP Paulínia encontra óbices na Portaria Normativa MME nº 24/GM/MME e no Edital do 
PCS 1/2021-ANEEL, sendo emitida a Nota Técnica conjunta da SCG e SEM n. 131/2022-
SCG/SRM/ANEEL, recomendando sua negativa. 
33. 
Como pode-se observar dos excertos a seguir transcritos, tanto a Portaria 
Normativa quanto o Edital, trazem vedação para alterações que impliquem em aumento da 
receita variável negociada. 
Portaria Normativa MME nº 24/GM/MME 
Art. 4º [...]  
§ 2º Os empreendedores poderão alterar as características técnicas das 
Usinas, após a assinatura do CER, desde que as modificações:  
[...] 
V - não impliquem aumento da receita fixa ou variável negociadas;  
 
Edital do PCS 1/2021-ANEEL 
14.10 Poderá ser solicitada à ANEEL a alteração das características técnicas de 
empreendimento que se sagre vencedor, após a assinatura do CER, mantido 
o prazo contratual de entrega de energia, observado o disposto no § 2º do 
art. 4º da Portaria Normativa MME nº 24/2021, desde que: 
[...] 
e) não implique aumento da receita fixa ou variável negociadas; 
34. 
Desta forma, a Nota Técnica n. 131/2022-SCG/SRM/ANEEL, considerou que: 
10. Considerando que toda a energia entregue pela usina deve ser liquidada 
no âmbito do CER, conforme § 5o do art. 3o, e que a parcela variável da receita 
de venda remunera a geração da usina na ordem de mérito, conforme inciso 
II do § 1o do art. 5o, ambos dispositivos da Portaria Normativa no 24, de 2021, 
conclui-se que o aumento da potência da usina poderá implicar no aumento 
da receita variável negociada no PCS.  
11. Destaca-se que a vedação relativa ao aumento da receita variável não se 
confunde com vedação ao aumento do CVU, pois esse último ponto é tratado 
explicitamente pelo inciso VII do § 2o do art. 4o da Portaria Normativa no 24, 
de 2021.

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35. 
Assim, a ampliação da potência acarretaria aumento da receita variável negociada 
no certame, o que é expressamente vedado pelo Edital do PCS 1/2021-ANEEL e pela Portaria 
Normativa MME no 24/GM/MME. 
36. 
Com a negativa de alteração feita pela Nota Técnica 131/2022-SCG/SRM/ANEEL, 
a empresa apresentou solicitação para que as unidades adicionais que faziam parte do pedido 
para aumento de potência, fossem registradas como “unidades de contingência”, nos seguintes 
termos: 
Vale ressaltar que as unidades adicionais que compunham a potência da usina 
no pedido original servirão como “back-up”, com o objetivo de aumentar a 
confiabilidade da geração da usina, em benefício do SIN, sem aumento da 
potência da usina. Desta forma, solicita o registro de tais unidades como 
“unidades de contingência”.  
37. 
No entanto, após o pleito apresentado pela empresa, não houve análise da área 
técnica sobre a possibilidade apresentada. 
38. 
Importante destacar que tal solicitação deve ser apresentada à SCG, que é a 
Superintendência com a compentência de analisar a viabilidade técnica das propostas 
apresentadas por agentes que venham a solicitar alterações nas configurações dos 
empreendimentos outorgados. 
39. 
Outrossim, vale destacar que, ao participar do leilão, o agente aceita suas 
condições, sendo vedada a sua modificação ex post, sob pena de violar postulados normativos 
básicos inerentes às concorrências públicas, a exemplo do princípio da isonomia e da vinculação 
ao instrumento convocatório. 
40. 
Isso posto, entendo que o pedido de ampliação da potência da UTE MP Paulínia 
deve ser indeferido e que o pedido  de registro de unidades como “unidades de contingência” 
deve ser encaminhado para a SCG. 
 
II.1.2 –  Do pedido de alteração do Sistema de Transmissão de Interesse Restrito

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41. 
Adicionalmente, foi solicitada a alteração no Sistema de Transmissão de Interesse 
Restrito da usina que passará a ser constituído de uma subestação elevadora junto à usina, com 
2 transformadores 13,8/138 kV, de 25/31,25 MVA, cada, e uma linha de transmissão em 138 kV, 
circuito simples, de aproximadamente 3,65 km de extensão, conectando o seccionamento da LD 
138 kV Carioba - Nova Aparecida - C1, sob responsabilidade da CPFL, conforme Documento de 
Acesso a Leilão – DAL n° REPP2021-10583, de outubro de 2021, emitida pelo CPFL Paulista que 
atestou a viabilidade da conexão em questão. 
42. 
A Nota Técnica n. 131/2022-SCG/SRM/ANEEL, embora tenha indeferido o pleito 
de alteração da potência, verificou a possibilidade de alteração dos demais pleitos. 
13. O pedido em questão ainda envolve alteração de denominação, 
localização e sistema de transmissão da usina, os quais não guardam 
correlação com o aumento da receita variável, portanto, entende-se que 
essas alterações podem ser deferidas.  
43. 
Desta forma, uma vez atestada a validade da solicitação, aprovo esta alteração. 
 
II.1.3 – Do pedido de alteração da localização e de alteração de denominação 
 
44. 
Considerando a avaliação favorável da SCG e que foram atendidas as condições do 
Edital do PCS 1/2021-ANEEL e Portaria Normativa MME nº 24/GM/MME, entendo por acatar o 
pedido de alteração da localização e de alteração de denominação. 
 
ll.1.5 – Do pedido de transferência de titularidade 
45. 
Quanto à análise do pleito de transferência de titularidade da UTE MP Paulínia 
para a UTE Paulínia Verde Ltda., com base no disposto na Resolução Normativa nº 876, de 10 de 
março de 2020 e no Edital do PCS 01/2021, a analisou8 os documentos referentes ao sucessor 
 
8 Nota Técnica nº 233/2021 – SCG/ANEEL, de 29 de março de 2022, Doc SicNet.

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da outorga, quais sejam os dados cadastrais e qualificação jurídica, composição societária, 
regularidade fiscal e qualificação econômico-financeira. 
46. 
A SCG verificou que as certidões necessárias se encontravam válidas na data de 
instrução do processo e que a Interessada atendeu aos requisitos definidos na Resolução 
Normativa nº 876/2020 para transferir a titularidade da autorização da usina, assim como foi 
verificado o histórico da interessada quanto ao comportamento e penalidades no 
desenvolvimento de projetos de serviço de energia elétrica e não foram identificados óbices ao 
deferimento da presente solicitação. 
47. 
Por conseguinte, a área técnica concluiu que o processo de transferência de 
titularidade da UTE MP Paulínia está em condições de ser aprovado, o que acompanho.  
 
ll.1.6 – Do pedido de declaração de utilidade pública – DUP 
48. 
Trata-se de solicitação de Declaração de Utilidade Pública, para instituição de 
servidão administrativa, inicialmente em favor da em favor da Mercúrio Partners Ltda., da área 
necessária à passagem do trecho de linha de transmissão que perfaz o seccionamento da Linha 
de Distribuição 138 kV Carioba – Nova Aparecida C1 na Subestação UTE Paulínia Verde, localizada 
nos municípios de Nova Odessa e Paulínia, estado de São Paulo. 
49. 
Constata-se, que é competência da ANEEL emitir a Declaração de Utilidade 
Pública, nos termos do art. 10 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, com a redação dada pela 
Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998. 
50. 
A SCT registrou, na Nota Técnica nº 18, de 13 de janeiro de 2022, a análise do 
pleito da Requerente e atestou sua conformidade com os requisitos da Resolução Normativa nº 
919, de 23 de fevereiro de 20219. 
 
9 “Estabelece os procedimentos gerais para requerimento de Declaração de Utilidade Pública – DUP, de áreas necessárias à 
implantação de instalações de geração e de transporte de energia elétrica, por concessionários, permissionários e autorizados e 
dá outras providências”

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51. 
Após exame, a SCT declarou que a área requerida para a declaração de utilidade 
pública é necessária para a passagem trecho de linha de transmissão que perfaz o seccionamento 
da Linha de Distribuição 138 kV Carioba – Nova Aparecida C1, na Subestação UTE Paulínia Verde, 
e que considera “[...] configurado o interesse público na área objeto deste requerimento, razão 
pela qual ela deverá ser declarada de utilidade pública”. 
52. 
Por considerar que os documentos apresentados pela Interessada estão em 
conformidade com os requisitos da Resolução Normativa nº 919, de 2021, bem como a 
recomendação favorável da SCT, julgo que a declaração de utilidade pública deve ser expedida, 
na forma da anexa minuta de resolução autorizativa. 
 
 
II.2 – DAS CONSIDERAÇÕES DE CONTORNO DO PCS 
 
53. 
Faz-se importante, ainda, citar o recebimento do Ofício CTA-ONS DGL 0113/2022, 
de 17 de janeiro de 2022, em que o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS informa sobre 
usinas contratadas no PCS para as quais há evidências de restrição de escoamento ou há 
necessidade de deslocamento de geração de usinas já existentes no SIN, decorrentes de 
esgotamento da capacidade de transmissão em regime normal de operação. Apresenta, ainda, 
estimativa comparando os custos de contratação do PCS em relação aos custos de contratação 
das usinas deslocadas.  
54. 
O ONS identificou risco de restrição em regime normal de operação ao seu 
despacho pleno em usinas do PCS: 
5. Em relação às usinas do estado do Espírito Santo (ES), UTE Viana 1 (37,48 
MW), UTE Povoação I (74,96 MW) e UTE Luiz Oscar Rodrigues de Melo (36,0 
MW), destacamos:  
5.1.  No DEA, referenciado em [b], relativo à UTE Viana 1 no estado do Espírito 
Santo, a análise de fluxo de potência identificou esgotamento, em regime 
normal de operação, da capacidade de longa duração da LT 345 Macaé – 
Venda das Pedras, notadamente, durante a operação em carga média e

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pesada no cenário energético caracterizado pela maximização da exportação 
da Região Nordeste para a Região Sudeste, durante o período seco nas 
Regiões Sudeste e Centro-Oeste, bem como baixa geração hidráulica nas 
usinas de Simplício e Ilha dos Pombos localizadas na área Rio de Janeiro.  
5.2.  Apenas a partir da entrada em operação da LT 345 kV Lagos – Leopoldina, 
prevista para março de 2025, haverá pequeno alívio no carregamento da LT 
345 kV Macaé – Venda das Pedras, mas considerando o ainda alto 
carregamento dessa LT, permanece a necessidade de eventual redespacho de 
geração, para controle do carregamento, que pode variar em função das 
condições de carga e geração na rede 138 kV do Rio de Janeiro e Espírito 
Santo.  
5.3.  Adicionalmente, ainda no DEA da UTE Viana I, o ONS identificou que a 
referida usina traz impacto para a rede de distribuição da ENEL-RJ, agravando 
o risco de sobrecarga nas LD 138 kV Mombaça – Macabu CD e no tape 138 kV 
Venda das Pedras – Magé/Arsenal.  
5.4.  A partir da entrada em operação da SE 345/138 kV Lagos, prevista para 
julho de 2022, fica equacionado o risco de sobrecarga na LD 138 kV Mombaça 
– Macabu CD, porém permanece o risco de sobrecarga para o tape 138 kV 
Venda das Pedras – Magé/Arsenal, cuja solução é a nova SE 345/138 kV Sete 
Ponte que está prevista para setembro de 2026, ou seja, fora do horizonte de 
contratação das usinas PCS.  
5.5.  De forma similar, o despacho das UTE Povoação I e UTE Luiz Oscar 
Rodrigues de Melo resulta nos mesmos impactos supracitados para a UTE 
Viana I na rede de transmissão do SIN, conforme parecer técnico 
referenciado em [c].  
5.6.  Dessa forma, durante o período seco das regiões Sudeste e Centro-
oeste, para todo o horizonte analisado, os problemas relatados na Rede 
Básica e no sistema de distribuição da ENEL-RJ poderão resultar na 
necessidade de deslocamento de geração de usinas existentes, dado que as 
usinas PCS do ES informaram inflexibilidade de despacho.  
[c] ONS, PTC-ONS 0915-2021, de Outubro/2021. 
55. 
O ofício utiliza como exemplo o montante de deslocamento devido à sobrecarga 
na Rede Básica, considerando o despacho total das usinas do PCS do ES, que é apresentado na 
tabela a seguir. Os montantes de deslocamento apresentados consideram o redespacho 
individual para as UTE Termomacaé, Norte Fluminense ou GNA I que são as usinas de maior

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influência para o controle de carregamento da LT 345 kV Macaé – Venda das Pedras. Destaca-se 
que os deslocamentos das UTEs Termomacaé, Norte Fluminense e GNA I são excludentes.  
 
Fonte: CTA-ONS DGL 0113/2022. 
56. 
Com base nesse exemplo, estimou-se os custos de contratação do PCS (fixo e 
variável) em comparação com os mesmos custos de contratação das usinas existentes, 
considerando os montantes deslocados, apresentando os valores estimados em base horária 
para cada usina individualmente:  
 
Fonte: CTA-ONS DGL 0113/2022. 
57. 
Considerando o objetivo do PCS de agregar energia e potência ao SIN, 
principalmente para os períodos secos com baixos níveis dos reservatórios das regiões Sudeste 
como os vivenciados ao final ao longo de 2021, foram apresentadas as estimativas de custos em 
base mensal, considerando a necessidade de controle de carregamento da LT 345kV Macaé – 
Vendas das Pedras, durante 5 horas por dia (inferidos), de segunda-feira a sábado, o que 
corresponde, em média, a 130 horas/mês.

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Fonte: CTA-ONS DGL 0113/2022. 
58. 
Adicionalmente, foi feita uma avaliação estimando os sobrecustos causados pelas 
restrições de escoamento, dados pela soma dos custos fixos e variáveis das usinas do PCS com 
geração plena (148,44 MW), abatidos do custo variável das usinas existentes deslocadas 
individualmente.  
 
Fonte: CTA-ONS DGL 0113/2022. 
59. 
As questões apontadas pelo Operador indicam que determinados projetos 
contratados no PCS não atendem ao objetivo fim da contratação, qual seja, adição de recursos 
de geração, com intuito de garantir a segurança do suprimento até 2025. Desta forma, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT em conjunto com a 
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG e a Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Geração – SRG, encaminharam ofício ao Ministério de Minas e Energia, 
no seguinte sentido:

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3. O PCS foi instituído com o objetivo de agregar recursos energéticos 
adicionais ao Sistema Interligado Nacional – SIN, conforme evidenciado pelo 
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, no âmbito da 254ª 
Reunião Ordinária de 3/9/2021, que estabeleceu a necessidade do PCS, nos 
termos abaixo reproduzidos: 
[...] 
 
Por esse motivo, a Portaria Normativa n° 24/GM/MME, de 17/9/2021, de 
17/9/2021, atribuiu exclusiva responsabilidade ao vendedor, não admitindo 
qualquer excludente de responsabilidade no caso de restrições ao 
escoamento ou de indisponibilidade da conexão. Veja-se:  
 
“Art. 3º Caberá à Aneel elaborar o respectivo Edital (...) 
§ 9º A conexão da Usina e a contratação dos montantes de uso junto à 
distribuição ou transmissão são de inteira e exclusiva responsabilidade do 
vendedor, não caracterizando qualquer excludente de responsabilidade no 
caso de restrições ao escoamento ou de indisponibilidade da conexão 
necessária para sua operação comercial”. (Grifo nosso) 
 
Ficando ainda estabelecido no § 10 do art. 3º da referida Portaria que:  
“§ 10. No Procedimento Competitivo Simplificado de 2021, o agente vendedor 
não fará jus ao recebimento da receita de venda nos casos de restrições ao 
escoamento ou de indisponibilidade, na data de início de suprimento 
contratual de energia elétrica, das Instalações de Distribuição ou de 
Transmissão necessárias para o escoamento da energia produzida pelo 
empreendimento de geração apto a entrar em Operação Comercial.” (Grifo 
nosso) 
 
Posto isso, e com base nas avaliações produzidas pelo ONS, a ANEEL seguirá 
instrução processual de modo a avaliar o enquadramento desses projetos 
na condição de restrição de escoamento, o que implica na caracterização de 
“apto a entrar em Operação Comercial”, nos termos do §10 do art. 3°da 
Portaria Normativa n° 24/GM/MME, de 17/9/2021. 
Por fim, caso esse MME tenha questões específicas sobre o objetivo fim da 
contratação do PCS que possam servir à devida instrução processual da 
ANEEL, solicitamos encaminhar para compor nossa análise. 
60. 
Diante deste cenário de preocupação com relação às usinas contratadas, tenho 
por imperioso determinar que as áreas técnicas responsáveis avaliem, com base no § 10 do art. 
3º da referida Portaria, a plena capacidade de escoamento das usinas da UTE Paulínia Verde Ltda 
para então liberar aptidão para Operação Comercial.

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61. 
Além disso, importante também determinar ao ONS que, em casos futuros de 
restrição de escoamento, que não sejam deslocadas usinas mais baratas de forma a onerar os 
consumidores. 
 
 
III – PREJUDICIALIDADE DA CAUTELAR INCIDENTAL 
 
62. 
Conforme consta do relatório, a empresa apresentou pedido de medida cautelar 
incidental requerendo urgência na deliberação e aprovação do pedido de transferência de 
titularidade. 
63. 
Considerando a natureza instrumental da ação cautelar, uma vez deliberado o 
mérito integral do processo, não mais persiste o interesse de agir da requerente. Desta forma, 
reconheço a perda do objeto da cautelar, restando assim prejudicado o pedido e extinto o 
processo. 
 
IV - DIREITO 
64. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos: 
a) Constituição da República Federativa do Brasil de 1988; 
b) Decreto-Lei nº 3.365, de 21 de junho de 1941, alterado pela Lei nº 2.786, de 21 de maio 
de 1956; 
c) Decreto nº 24.643, de 10 de julho de 1934, regulamentado pelo Decreto nº 35.851, de 16 
de julho de 1954; 
d) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
e) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
f) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei nº 9.648, de 27 de maio 
de 1998; 
g) Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, com redação dada pelo Decreto nº 10.272, de 
12 de março de 2020; 
h) Decreto nº 89.817, de 20 de junho de 1984, com redação dada pelo Decreto nº 5.334, de

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6 de janeiro de 2005; 
i) Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020; 
j) Resolução Normativa Aneel nº 919, de 23 de fevereiro de 2021;  
k) Edital do Procedimento Competitivo Simplificado nº01/2021; 
l) Nota Técnica nº 233/2021 – SCG/ANEEL, de 29 de março de 2022; 
m)  Nota Técnica nº 18/2021 – SCT/ANEEL, de 13 de janeiro de 2022; 
n) Portaria Normativa nº 24/GM/MME, de 17 de setembro de 2021; 
o) Portaria n° 4.742, de 26 de setembro de 2017. 
 
V – DISPOSITIVO  
65. 
A partir de tais argumentos e do que consta dos Processos nº 48500.006358/2021-
74 e 48500.005593/2021-29, voto por aprovar a emissão de Resolução Autorizativa, conforme 
minuta anexa, que visa: 
i. 
transferir a autorização da UTE MP Paulínia da Mercúrio Partners Ltda para 
a UTE Paulínia Verde Ltda; 
ii. 
alterar a localização, o ponto de conexão e denominação da usina da UTE 
MP Paulínia; 
iii. 
declarar de utilidade pública, para instituição de servidão administrativa, a 
área de terra necessária à passagem de trecho de linha de transmissão que 
perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição 138 kV Carioba – Nova 
Aparecida C1, na Subestação UTE Paulínia Verde, localizada nos municípios 
de Nova Odessa e Paulínia, estado de São Paulo; e 
iv. 
negar a ampliação da potência da UTE MP Paulínia; 
v. 
extinguir o pedido de medida cautelar, sem resolução do mérito, uma vez 
reconhecida a perda do objeto;

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vi. 
determinar que a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração 
(SFG), Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) e a 
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado (SRM) 
avaliem, com base no § 10 do art. 3º da referida Portaria nº 
24/GM/MME/2021, a plena capacidade de escoamento das usinas do PCS, 
para então liberar aptidão para Operação Comercial e o recebimento da 
receita de venda; e 
vii. 
determinar ao ONS que, em casos futuros de restrição de escoamento, que 
não sejam deslocadas usinas mais baratas de forma a onerar os 
consumidores. 
 
Brasília, 19 de abril de 2022. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor