Nota Técnica nº 7/2016–SRM-SRG/ANEEL 
 
 
Em 11 de janeiro de 2016. 
 
 
Processo: 48500.000044/2016-09. 
 
Assunto: Análise das condições de anuência para 
repactuação do risco hidrológico no Ambiente de 
Contratação Regulada – ACR da Centrais Elétricas 
do Rio Jordão S.A. – Elejor. 
 
 
I. DO OBJETIVO 
1. 
O objetivo da presente Nota Técnica é analisar as condições de anuência para repactuação do 
risco hidrológico no ACR solicitada pelas Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. – Elejor detentora de outorga 
para exploração das Usinas Hidrelétricas Santa Clara e Fundão – UHEs Santa Clara e Fundão. 
II. DOS FATOS 
2. 
A Lei n° 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permite a repactuação do risco hidrológico risco 
hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de 
Energia – MRE, desde que haja anuência da ANEEL, com efeitos a partir de 1° de janeiro de 2015. 
3. 
A ANEEL publicou a Resolução Normativa n° 684, de 11 de dezembro de 2015, que estabelece 
os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica 
por agentes participantes do MRE. 
4. 
Por meio da correspondência Elejor C 047/2015, de 22/12/20151, a Elejor encaminhou dúvida 
referente a possibilidade de extensão do contrato de venda de energia atual na sequência do seu término. 
5. 
Em 23/12/2015, a Elejor solicitou a repactuação do risco hidrológico referente às UHEs Santa 
Clara e Fundão 2. 
6. 
Por meio do Ofício n° 005/2016-SRG-SRM/ANEEL, de 6/1/2016, foi esclarecida a dúvida 
trazida na correspondência n° C 047/2015. 
 
 
                                                     
1 Sic: 48513.033695/2015-00. 
2 Carta Elejor – C 048/15 (sic: 48513.034143/2015-00).

Fl. 2 da Nota Técnica nº 7/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 11/1/2016 
 
III. DA ANÁLISE 
7. 
A Elejor é detentora do Contrato de Concessão n° 125/2001, referente ao uso do bem público 
para geração de energia elétrica nas UHEs Santa Clara e Fundão. A UHE Santa Clara tem capacidade instalada 
de 120,168 MW3 e garantia física é de 69,60 MWméd4, enquanto a UHE Fundão tem capacidade instalada 
também de 120,1685 e garantia física de 65,80 MWméd6. A garantia física total proporcionada pelas duas 
hidrelétricas é de 135,40 MWmed. 
8. 
O Contrato de Concessão n° 125/2001 tem prazo de 35 anos a partir da sua assinatura, que 
ocorreu em 25/10/2001, portanto, seu término ocorrerá em 24/10/2036. 
9. 
A Elejor solicitou a repactuação do risco hidrológico no ACR no produto SP100, no montante 
de 135,4 MWmed, nos termos dos Anexos I e II da Resolução Normativa n° 684, de 11 de dezembro de 2015. 
10. 
A participação das UHEs Santa Clara e Fundão no MRE é obrigatória, em razão do seu 
despacho centralizado. 
11. 
A Elejor mantém contrato bilateral regulado com a COPEL Distribuição n° CCVE 02/2001, no 
montante de 1.186.1407, equivalente a 135,40 MWmed e com término previsto em 22/4/20198. O preço do 
contrato é de R$ 71,93 / MWh, na base econômica de janeiro de 2001, com reajuste pelo Índice Geral de Preços 
do Mercado – IGPM9. 
12. 
O quarto termo aditivo ao citado Contrato foi anuído pela ANEEL, por meio do Despacho n° 
642, de 5 de março de 201310. 
13. 
Esse contrato bilateral regulado é elegível à repactuação, nos termos do §1° do art. 2° da 
Resolução Normativa 684/2015. 
14. 
O montante de energia solicitado para repactuação do risco hidrológico11 corresponde ao 
montante de energia contratado em CCEARs, contudo, conforme estabelecido no §3° do art. 2º da Resolução 
Normativa 684/2015, será considerado como montante de energia elegível à repactuação o menor valor entre 
a garantia física da usina hidráulica, referenciado ao centro de gravidade, e a quantidade de energia dos 
contratos de venda. 
15. 
Para o cálculo da garantia física no centro de gravidade, será considerado o valor do fator de 
perda interna para abatimento da garantia física (F_PDI_GF)12, obtido dos sistemas da CCEE, apurado em 
201513. Esse cálculo resulta montante passível de ser repactuado de 69,03336204 MWméd para a UHE Santa 
                                                     
3 Despacho n° 180, de 4/4/2003. 
4 Subcláusula sexta da Cláusula terceira do Contrato de Concessão n° 125/2001. 
5 Despacho n° 180, de 4/4/2003. 
6 Subcláusula sexta da Cláusula terceira do Contrato de Concessão n° 125/2001. 
7 Referente ao ano de 2015. 
8 Conforme Quarto Termo Aditivo, anuído pelo Despacho n° 642, de 5/3/2013. 
9 Conforme Segundo Termo Aditivo. 
10 Parte do processo: 48500.006900/2010-36. 
11 30,0 MWmed. 
12 0,991858650556 para a UHE Santa Clara e 0,992249295221 para a UHE Fundão. 
13 As UHEs Santa Clara e Fundão não participam do rateio de perdas da Rede Básica, conforme relatório da CCEE Info Mercado – 
Dados Individuais 2015 (aba 002 – Usinas).

Fl. 3 da Nota Técnica nº 7/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 11/1/2016 
 
Clara e 65,29000394 MWméd para a UHE Fundão, perfazendo o total disponível para a Elejor de 134,323366 
MWmed. 
16. 
Para o produto escolhido pelas empresas (SP100) o resultado a ser ressarcido referente aos 
efeitos da repactuação no ano de 2015 é de R$ 33,55 / MWh e a postergação do pagamento do prêmio de risco 
para fazer frente aos efeitos de 2015 é de 4 anos e 6 meses a partir de janeiro de 2016. 
17. 
Diante dos prazos de vigência da concessão das UHEs Santa Clara e Fundão (24/10/2036) e 
o Contrato bilateral de venda de energia (22/4/2019), o resultado do ano de 2015 não tem condições de ser 
totalmente ressarcido por meio da postergação do pagamento de prêmio, devendo haver extensão da outorga, 
no termos do art. 6° da Resolução Normativa n° 684, de 2015. 
18. 
O cálculo do período de extensão da outorga foi realizado com base no disposto no § 4° do art. 
6° da Resolução Normativa n° 684, de 2015, resultando em 216 dias (cálculo constante no Anexo I desta Nota 
Técnica). 
19. 
Assim, o término do Contrato de Concessão deve ser postergado para 28/5/2037. Inicialmente 
essa informação constará do termo de repactuação a ser assinado para que, após a efetiva repactuação com 
a desistência das ações judiciais, o processo possa ser encaminhado para devida instrução de aditamento do 
Contrato de Concessão. 
20. 
Para o período de extensão do Contrato de Concessão (25/10/2036 a 28/5/2037), conforme 
opção Elejor14 deverá ser firmado contrato no ambiente regulado, conforme art. 6°da Resolução Normativa n° 
684, de 2015, mantendo-se o preço de venda do Contrato de venda atual e suas condições de reajustamento. 
O montante do contrato no ambiente regulado será de 134,323366 MWmed. 
21. 
A minuta do contrato regulado a ser firmado seguirá o padrão estabelecido no Anexo V da 
Resolução Normativa n° 684, de 2015, devendo ser providenciado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEE, após o aditamento do Contrato de Concessão. 
22. 
Importa notar que entre o término do atual contrato de venda (22/4/2019) e o início do novo 
compromisso regulado (25/10/2036) decorrerão mais de 16 anos, sugerindo inicialmente que seria razoável 
vincular o início do novo contrato regulado com o término do compromisso atual, o que não é permitido, nos 
termos da Resolução Normativa n° 684, de 2015, conforme destacado em nosso Ofício n° 005/2016-SRG-
SRM/ANEEL, de 6/1/2016. 
23. 
De qualquer forma, após o processo de repactuação concluído é razoável o agente seguir com 
o pleito dessa vinculação, o que poderá ser concedido, em uma análise inicial, com a concordância da 
contraparte do Contrato (COPEL) e anuência da ANEEL. 
24. 
Para o período de extensão do Contrato de Concessão o pagamento do prêmio de risco será 
de R$ 9,50 / MWh, conforme Anexo I da Resolução Normativa n° 684, de 2015. 
25. 
Com relação à exigência de desistência das ações judiciais, propomos a publicação de 
despacho com eficácia condicionada e vinculada à desistência das ações, conforme estabelece o § 10 do art. 
1º da Lei 13.203/2015 e o art. 11 da REN 684/2015.  
                                                     
14 Conforme opção do agente indicada no e-mail encaminhado em 7/1/2016.

Fl. 4 da Nota Técnica nº 7/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 11/1/2016 
 
26. 
Por fim, a SRM e SRG dispõem de competência conjunta para anuência dos Termos de 
Repactuação do risco hidrológico, conforme Portarias nº 914, de 29/4/2008 e nº 798, de 20/11/2007. 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
27. 
Esta Nota Técnica tem como fundamentação legal as Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, 
nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999, nº 10.848, de 15 de março de 2004, 
nº 13.203, de 09 de dezembro de 2015, o Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, e o Decreto nº 5.163, de 
30 de julho de 2004. 
V. DA CONCLUSÃO 
28. 
Diante do exposto, concluímos que o pedido da Elejor para repactuação do risco hidrológico 
no ACR, referente às UHEs Santa Clara e Fundão, reúne condições para ser anuído. 
VI. DA RECOMENDAÇÃO 
29. 
Recomendamos a publicação de Despacho autorizando a anuência da repactuação do risco 
hidrológico da Elejor. 
 
 
 
 
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR 
Especialista em Regulação 
 
 
OTÁVIO RODRIGUES VAZ 
Especialista em Regulação  
 
 
RAFAEL COSTA RIBEIRO 
Especialista em Regulação 
 
 
PAULO FÉLIX GABARDO 
Especialista em Regulação  
 
De acordo: 
 
 
 
RICARDO TAKEMITSU SIMABUKU 
Superintendente de Regulação Econômica e Estudos 
de Mercado Substituto  
 
FERNANDO COLLI MUNHOZ 
Superintendente de Regulação dos Serviços de 
Geração Substituto

ANEXO I – Cálculo da extensão da outorga 
 
 
Nome
Elejor
UHE
Santa Clara e Fundão
Preço histórico
71,93
Data base
jan/01
Índice de correção do contrato (IPCA ou IGPM)
IGPM
Produto
SP100
Montante MWh contratado elegível à repactuação
1.176.672,69
                                           
Montante MWh disponível à extensão
1.176.672,69
                                           
Data de fim da concessão
24/10/2036
Data de fim do contrato de venda
22/04/2019
PIS/COFINS
9,25%
TFSEE ref
0,40%
P&D ref
0,91%
IRPJ CSLL
34%
Taxa
9,63%
OPEX
29,88
referência
jan/15
Preço atualizado
205,04
                                                       
Prêmio
9,5
Ativo
33,55
Anos até o fim da concessão
20,83
                                                         
Anos até o fim do contrato
3,31
                                                           
Anos entre fim do contrato e fim da concessão
17,52
                                                         
Resultado a compensar com extensão de prazo
R$ 61.385.140,34
MLref ACR
95,05
                                                         
Extensão da outorga (dias)
216