VOTO 
PROCESSOS: 48500.005385/2013-10, 48500.005382/2013-86, 48500.005383/2013-21, 48500.005380/2013-97, 
48500.005372/2013-41, 
48500.005375/2013-84, 
48500.005379/2013-62, 
48500.005381/2013-31, 
48500.005378/2013-18, 
48500.005371/2013-04, 
48500.005373/2013-95, 
48500.005370/2013-51, 
48500.005374/2013-30, 
48500.004557/2011-76, 
48500.004559/2011-65, 
48500.004556/2011-21, 
48500.004558/2011-11, 
48500.004565/2011-12, 
48500.004566/2011-67, 
48500.004567/2011-10, 
48500.004564/2011-78, 
48500.001182/2010-10, 
48500.001166/2010-19, 
48500.001164/2010-20, 
48500.001145/2010-01 e 48500.004379/2011-83. 
INTERESSADOS: Furnas e FIP Caixa Milão, Comercial Mineira e EBDP, Energimp e Tecneira. 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
RESPONSÁVEL: ASSESSORIA/DIRETORIA 
ASSUNTO: Análise do requerimento de alteração do cronograma de implantação das Centrais Geradoras Eólicas 
afetadas pela Recuperação Judicial da empresa Wind Power Energy S.A. 
 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
Na Tabela 1 estão listados os empreendimentos cujos pleitos serão analisados neste voto. Eles 
estão divididos em 5 (cinco) Complexos, de modo a facilitar referências ao longo do texto. 
 
 
Central 
Geradora 
Eólica  
(EOL) 
Titular da outorga 
Ato de 
Outorga 
Potência 
Instalada/ N° 
de Unidades 
Geradoras 
Localização 
COMPLEXO 1 
Bom Jesus 
Bom Jesus Eólica S.A. 
PRT n°166 de 
14/04/2014 
18.000 kW 
9 UG 
Itapipoca/CE 
Cachoeira 
Cachoeira Eólica S.A 
PRT n°167 de 
14/04/2014 
12.000 kW 
6 UG 
Itapipoca/CE 
Pitimbu 
Pitimbu Eólica S.A 
PRT n°120 de 
24/03/2014 
18.000 kW 
9 UG 
Itapipoca/CE 
São Caetano 
São Caetano Eólica S.A. 
PRT n°165 de 
14/04/2014 
25.200 kW 
14 UG 
Itapipoca/CE 
São Caetano I 
São Caetano I Eólica 
S.A 
PRT n°164 de 
14/04/2014 
18.000 kW 
10 UG 
Itapipoca/CE 
São Galvão 
São Galvão Eólica S.A. 
PRT n°126 de 
25/03/2014 
22.000 kW 
11 UG 
Itapipoca/CE 
Carnaúba I 
Carnaúba I Eólica S.A. 
PRT n°305 de 
07/07/2014 
22.000 kW 
11 UG 
Maxaranguape/R
N 
Carnaúba II 
Carnaúba II Eólica S.A. 
PRT n°310 de 
07/07/2014 
18.000 kW 
9 UG 
Maxaranguape/R
N 
Carnaúba III 
Carnaúba III Eólica S.A. 
PRT n°311 de 
07/07/2014 
16.000 kW 
8 UG 
Maxaranguape/R
N 
Carnaúba V 
Carnaúba V Eólica S.A. 
PRT n°309 de 
07/07/2014 
24.000 kW 
12 UG 
Rio do Fogo/RN 
Cervantes I 
Cervantes I Eólica S.A. 
PRT n°313 de 
07/07/2014 
16.000 kW 
8 UG 
Rio do Fogo/RN 
Cervantes II 
Cervantes II Eólica S.A. 
PRT n°312 de 
12.000 kW 
Rio do Fogo/RN
      Central    Titular da outorga      Ato de
Outorga        Potência    Localização    
      Geradora                  Instalada/ N°        
      Eólica                  de Unidades        
      (EOL)                  Geradoras        
  1
OXELPMOC  Bom Jesus      Bom Jesus Eólica S.A.        PRT n°166 de      18.000 kW    Itapipoca/CE    
                  14/04/2014      9 UG        
    Cachoeira      Cachoeira Eólica S.A        PRT n°167 de      12.000 kW    Itapipoca/CE    
                  14/04/2014      6 UG        
    Pitimbu      Pitimbu Eólica S.A        PRT n°120 de      18.000 kW    Itapipoca/CE    
                  24/03/2014      9 UG        
    São Caetano      São Caetano Eólica S.A.        PRT n°165 de      25.200 kW    Itapipoca/CE    
                  14/04/2014      14 UG        
    São Caetano I        São Caetano I Eólica      PRT n°164 de      18.000 kW    Itapipoca/CE    
            S.A      14/04/2014      10 UG        
    São Galvão      São Galvão Eólica S.A.        PRT n°126 de      22.000 kW    Itapipoca/CE    
                  25/03/2014      11 UG        
    Carnaúba I      Carnaúba I Eólica S.A.        PRT n°305 de      22.000 kW      Maxaranguape/R  
                  07/07/2014      11 UG      N  
    Carnaúba II      Carnaúba II Eólica S.A.        PRT n°310 de      18.000 kW      Maxaranguape/R  
                  07/07/2014      9 UG      N  
    Carnaúba III      Carnaúba III Eólica S.A.        PRT n°311 de      16.000 kW      Maxaranguape/R  
                  07/07/2014      8 UG      N  
    Carnaúba V      Carnaúba V Eólica S.A.        PRT n°309 de      24.000 kW    Rio do Fogo/RN    
                  07/07/2014      12 UG        
    Cervantes I      Cervantes I Eólica S.A.        PRT n°313 de      16.000 kW    Rio do Fogo/RN    
                  07/07/2014      8 UG        
      Cervantes II      Cervantes II Eólica S.A.      PRT n°312 de      12.000 kW      Rio do Fogo/RN  
Ato de
Outorga

07/07/2014 
6 UG 
Punaú I 
Punaú Eólica S.A. 
PRT n°308 de 
07/07/2014 
24.000 kW 
12 UG 
Rio do Fogo/RN 
COMPLEXO 2 
Pau Brasil 
Central Elétrica Pau 
Brasil S.A 
PRT n°184 de 
26/03/2012 
15.000 kW      6 
UG 
Icapuí/CE 
São Paulo 
Central Eólica São 
Paulo S.A. 
PRT n°186 de 
26/03/2012 
17.500 kW      7 
UG 
Icapuí/CE 
Famosa I 
Central Eólica Famosa I 
S.A. 
PRT n°315 de 
24/05/2012 
22.500 kW      9 
UG 
Tibau/RN 
Rosada 
Central Eólica Rosada 
S.A. 
PRT n°182 de 
31/05/2013 
30.000 kW      
12 UG 
Tibau/RN 
COMPLEXO 3 
Ventos 
de 
Santo Inácio 
Nova Ventos de Santo 
Inácio Energias 
Renováveis S.A. 
PRT n°183 de 
26/03/2012 
30.000 kW      
15 UG 
Tianguá/CE 
Ventos de São 
Geraldo 
Nova Ventos de São 
Geraldo Energias 
Renováveis S.A. 
PRT n°140 de 
16/03/2012 
30.000 kW      
15 UG 
Tianguá/CE 
Ventos 
de 
Sebastião 
Nova Ventos de São 
Sebastião Energias 
Renováveis S.A. 
PRT n°226 de 
13/04/2012 
30.000 kW      
15 UG 
Tianguá/CE 
Ventos 
de 
Santa Rosa 
Nova Ventos de Santa 
Rosa Energias 
Renováveis S.A. 
PRT n°138 de 
16/03/2012 
30.000 kW      
15 UG 
Tianguá/CE 
COMPLEXO 4 
Araras 
Nova Eólica Araras S.A. 
PRT n°563 de 
10/06/2010 
30.000 kW      
20 UG 
Acaraú/CE 
Garças 
Nova Eólica Garças S.A. 
PRT n°566 de 
15/06/2010 
30.000 kW      
20 UG 
Acaraú/CE 
Lagoa Seca 
Nova Eólica Lagoa Seca 
S.A. 
PRT n°605 de 
30/06/2010 
19.500 kW      
13 UG 
Acaraú/CE 
Vento do Oeste 
Nova Eólica Vento do 
Oeste S.A. 
PRT n°745 de 
25/08/2010 
19.500 kW      
13 UG 
Acaraú/CE 
COMPLEXO 5 
Cataventos 
Paracuru I 
Tecneira Acaraú 
Geração e 
Comercialização de 
Energia Elétrica S.A. 
PRT n° 129 de 
13/03/2012 
30.000 kW      
15 UG 
Acaraú/CE 
Tabela 1 - Informações referentes aos empreendimentos 
 
2. 
As Centrais Geradoras Eólicas comercializaram energia em diversos Leilões de Energia, conforme 
apresentado na Tabela 2. 
 
Tabela 2 – Leilões nos quais as EOL envolvidas venderam energia 
 
Leilão 
Data de 
realização 
COMPLEXO 1 
Leilão de Energia de Reserva n° 005/2013 (LER 005/2013) 
23/08/2013 
COMPLEXOS 2 e 3 
Leilão de Energia de Reserva n° 003/2011 (LER 003/2011) 
18/08/2011 
COMPLEXO 4 
Leilão de Energia de Reserva n° 003/2009 (LER 003/2009) 
14/12/2009 
COMPLEXO 5 
Leilão de Energia Nova n° 002/2011 – tipo A-3 (LEN 002/2011) 
17/08/2011 
 
3. 
Em 16/07/2014, a empresa Tecneira (correspondência s/n°) – interessada nas usinas integrantes do 
Complexo 5 – solicitou1 alteração do cronograma de implantação do empreendimento, complementando2 as 
1  
Correspondência s/nº, de 16 de julho de 2014 (SIC 48513.024523/2014-00).
            07/07/2014      6 UG    
    Punaú I  Punaú Eólica S.A.      PRT n°308 de      24.000 kW    Rio do Fogo/RN
            07/07/2014      12 UG    
  2
OXELPMOC  Pau Brasil  Central Elétrica Pau
Brasil S.A      PRT n°184 de      15.000 kW 6    Icapuí/CE
            26/03/2012      UG    
    São Paulo  Central Eólica São
Paulo S.A.      PRT n°186 de      17.500 kW 7    Icapuí/CE
            26/03/2012      UG    
    Famosa I  Central Eólica Famosa I
S.A.      PRT n°315 de      22.500 kW 9    Tibau/RN
            24/05/2012      UG    
    Rosada  Central Eólica Rosada
S.A.      PRT n°182 de      30.000 kW    Tibau/RN
            31/05/2013      12 UG    
  3
OXELPMOC  Ventos de
Santo Inácio  Nova Ventos de Santo
Inácio Energias
Renováveis S.A.    PRT n°183 de
26/03/2012      30.000 kW
15 UG      Tianguá/CE
    Ventos de São
Geraldo  Nova Ventos de São
Geraldo Energias
Renováveis S.A.    PRT n°140 de
16/03/2012      30.000 kW
15 UG      Tianguá/CE
    Ventos de
Sebastião  Nova Ventos de São
Sebastião Energias
Renováveis S.A.    PRT n°226 de
13/04/2012      30.000 kW
15 UG      Tianguá/CE
    Ventos de
Santa Rosa  Nova Ventos de Santa
Rosa Energias
Renováveis S.A.    PRT n°138 de
16/03/2012      30.000 kW
15 UG      Tianguá/CE
  4
OXELPMOC  Araras  Nova Eólica Araras S.A.      PRT n°563 de      30.000 kW    Acaraú/CE
            10/06/2010      20 UG    
    Garças  Nova Eólica Garças S.A.      PRT n°566 de      30.000 kW    Acaraú/CE
            15/06/2010      20 UG    
    Lagoa Seca  Nova Eólica Lagoa Seca
S.A.      PRT n°605 de      19.500 kW    Acaraú/CE
            30/06/2010      13 UG    
    Vento do Oeste  Nova Eólica Vento do
Oeste S.A.      PRT n°745 de      19.500 kW    Acaraú/CE
            25/08/2010      13 UG    
  5
OXELPMOC  Cataventos
Paracuru I  Tecneira Acaraú
Geração e
Comercialização de
Energia Elétrica S.A.    PRT n° 129 de
13/03/2012      30.000 kW
15 UG      Acaraú/CE
PRT n°183 de
26/03/2012
30.000 kW
15 UG
PRT n°140 de
16/03/2012
30.000 kW
15 UG
PRT n°226 de
13/04/2012
30.000 kW
15 UG
PRT n°138 de
16/03/2012
30.000 kW
15 UG
PRT n° 129 de
13/03/2012
30.000 kW
15 UG
  Leilão    Data de  
      realização  
COMPLEXO 1  Leilão de Energia de Reserva n° 005/2013 (LER 005/2013)  23/08/2013    
COMPLEXOS 2 e 3  Leilão de Energia de Reserva n° 003/2011 (LER 003/2011)  18/08/2011    
COMPLEXO 4  Leilão de Energia de Reserva n° 003/2009 (LER 003/2009)  14/12/2009    
COMPLEXO 5  Leilão de Energia Nova n° 002/2011 – tipo A-3 (LEN 002/2011)  17/08/2011    

informações por diversas vezes até 07/10/2015, quando apresentou uma proposta na qual definiu parâmetros que 
poderiam – segundo ela – viabilizar a implantação do projeto. 
 
4. 
Em 05/08/2014, o Juiz da 2a Vara Cível da Comarca de Cabo de Santo Agostinho, estado de 
Pernambuco, decretou falência da empresa WPE, decisão que foi revogada em 12/08/2014. 
 
5. 
Em 05/12/2014, a WPE protocolou pedido de Recuperação Judicial perante a 4ª Vara Cível da 
Comarca de Cabo de Santo Agostinho, estado de Pernambuco, apresentando o Plano de Recuperação. 
 
6. 
Em 09/02/2015, a empresa Energimp - interessada nas usinas integrantes do Complexo 4 – 
solicitou3 ajustes na data de suprimento dos respectivos parques eólicos pelo prazo de 18 (dezoito) meses da data 
de aprovação do plano de recuperação judicial da WPE. Retificando4 o pedido, em 15/04/2015, quando solicitou a 
postergação da data de início de suprimento para 1º/07/2021. 
 
7. 
Em 13/02/2015, a Energimp - interessada nas usinas integrantes do Complexo 3 – protocolou5 
pedido de postergação das datas dos respectivos suprimentos pelo prazo de 3 (três) anos a contar da data de 
aprovação do plano de recuperação judicial da WPE, ou, alternativamente, dos cronogramas de implantação dos 
empreendimentos pelo mesmo período. Retificando6 o pedido, em 15/04/2015, quando solicitou a postergação da 
data de início de suprimento para 1º/07/2021. 
 
8. 
Em 27/04/2015, as empresas Furnas e o FIP Caixa Milão (correspondência s/n°) - interessadas nas 
usinas integrantes do Complexo 1, solicitaram7 alteração do cronograma de implantação e da data de início do 
suprimento dos Contratos de Energia de Reserva (CER) das respectivas centrais geradoras, complementando8 as 
informações até 05/08/2015, quando apresentaram alternativas para a adequação dos correspondentes 
cronogramas. 
 
9. 
Em 11/06/2015, as empresas Comercial Mineira e EBDP (correspondência n° CRT-PF-SCG-0001-
15) - interessadas nas usinas integrantes do Complexo 2 -, solicitaram9 alteração do cronograma de implantação e 
da data de início do suprimento dos CER das respectivas centrais geradoras, complementando10 as informações até 
09/09/2015. 
 
10. 
Por meio dos Memorandos11 n° 378/2015-SCG/ANEEL, n° 414/2015-SCG/ANEEL e n° 419/2015-
SCG/ANEEL, a SCG solicitou da SRM análise das propostas apresentadas pelas interessadas nas usinas 
integrantes dos Complexos 1, 2 e 5 e os possíveis rebatimentos nos contratos associados, o que foi respondido por 
meio das Notas Técnicas12 n° 241/2015-SRM/ANEEL, n° 286/2015-SRM/ANEEL e n° 80/2016-SRM/ANEEL. 
 
2  
Correspondência s/nº, de 11 de agosto de 2014 (SIC 48513.026305/2014-00), Correspondência s/nº, de 12 de agosto de 2014 (SIC 48513.026833/2014-00), 
Correspondência s/nº, de 29 de agosto de 2014 (SIC 48513.029032/2014-00), Correspondência s/nº, de 27 de agosto de 2014 (SIC 48513.036937/2014-00), 
Correspondência s/nº, de 14 de julho de 2015 (SIC 48513.020686/2015-00) e Correspondência s/nº, de 25 de setembro de 2015 (SIC 48513.027715/2015-00). 
3  
Carta CEII/SP/REG/2015/094, de 5 de fevereiro de 2015 (SIC 48513.003625/2015-00). 
4  
Carta EN/SP/REG/2016/017, de 14 de abril de 2015 (SIC 48513.009374/2016-00) 
5  
Carta CEIV/SP/REG/2015/009, de 13 de janeiro de 2015 (SIC 48513.005228/2015-00).  
6  
Carta EN/SP/REG/2016/017, de 14 de abril de 2015 (SIC 48513.009374/2016-00) 
7  
Correspondência s/nº, de 2 de abril de 2015 (SIC 48513.011884/2015-00). 
8  
Correspondência s/nº, de 27 de abril de 2015 (SIC 48513.011887/2015-00), Correspondência s/nº, de 6 de maio de 2015 (SIC 48513.012447/2015-00) e 
Correspondência s/nº, de 5 de agosto de 2015 (SIC 48513.021160/2015-00). 
9  
Correspondência, de 29 de maio de 2015 (SIC 48513.016570/2015-00). 
10  Correspondência nº CRT-PF-SCG-0004-15, de 4 de setembro de 2015 (SIC 48513.024407/2015-00). 
11  Memorando n° 378/2015-SCG/ANEEL, de 14 de setembro de 2015 (SIC 48524.010113/2015-00), Memorando n° 414/2015-SCG/ANEEL, de 8 de outubro de 2015 (SIC 
48524.013274/2015-00) e Memorando n° 419/2015-SCG/ANEEL, de 14 de outubro de 2015 (SIC 48524.013747/2015-00). 
12  Nota Técnica n° 241/2015-SRM/ANEEL, de 3 de novembro de 2015 (SIC 48580.002432/2015-00), Nota Técnica n° 286/2015-SRM/ANEEL, de 18 de dezembro de 2015 
(SIC 48580.002768/2015-00) e Nota Técnica n° 80/2016-SRM/ANEEL, de 11 de março de 2016 (SIC 48580.000631/2016-00).

11. 
Entre 2014 e 2016, os processos foram a mim distribuídos, por conexão. 
 
12. 
Em 23/03/2016, a Tecneira requereu medida cautelar para que fosse determinada a suspensão dos 
CUST celebrados pelo agente, com o respectivo sobrestamento de quaisquer obrigações, assim como que não mais 
se realizem novas cobranças pelas concessionárias transmissoras pelo uso dos sistemas. 
 
13. 
Em 11/05/2016, a SCG (Nota Técnica nº 309/2016-SCG/ANEEL) analisou os requerimentos 
apresentados pelas geradoras e apresentou sua recomendação. 
 
14. 
Em 26/04/2016, a Energimp requereu providência cautelar para que as obrigações regulatórias e 
contratuais relativas aos seus empreendimentos fossem suspensas até o julgamento em definitivo do pedido 
formulado de alteração dos marcos de outorga e dos contratos regulados em face da falência do fornecedor dos 
aerogeradores das usinas. 
 
15. 
Em 01/06/2016, a Energimp reiterou o pedido de providência cautelar formulado indicando que está 
sofrendo cobranças por parte da CCEE que podem resultar em processo de desligamento da empresa naquela 
Câmara. Segundo a interessada, a deliberação efetiva do processo vir a afetar a razão da cobrança. 
 
16. 
É o relatório. 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
17. 
Tratam-se das solicitações para alteração dos cronogramas de implantação e/ou datas de início do 
suprimento das Centrais Geradoras Eólicas relacionadas na Tabela 1 formuladas por Furnas e FIP Caixa Milão – 
Complexo 1 –,Comercial Mineira e EBDP – Complexo 2 –, Energimp – Complexos 3 e 4 –, e Tecneira – Complexo 
5. As quantidades de energia comercializada, inícios de suprimento e data proposta para início de suprimento estão 
discriminadas na Tabela 3. Com a alteração solicitada as interessadas pretendem deslocar o início dos respectivos 
suprimentos conforme também discriminado na Tabela 3.  
 
Tabela 3 - Energia comercializada e início de suprimento atual e proposto 
EOL 
Garantia 
Física 
(kWmédios) 
Energia 
Comercializada 
(Lotes13) 
Início de 
Suprimento 
Data Proposta para Início de 
Suprimento 
Bom Jesus 
8.100 
79 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Cachoeira 
5.000 
48 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Pitimbu 
7.200 
64 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
São Caetano 
11.000 
101 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
São Caetano I 
7.700 
64 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
São Galvão 
9.500 
92 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Carnaúba I 
9.400 
91 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Carnaúba II 
7.300 
71 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Carnaúba III 
7.500 
71 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Carnaúba V 
10.100 
98 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Cervantes I 
7.100 
69 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Cervantes II 
5.600 
54 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Punaú I 
11.000 
107 
01/09/2015 
24 meses após a decisão da Diretoria 
Pau Brasil14 
7.700 
71 
01/11/2016 
1º de julho de 2018 
13  Cada lote equivale a 0,1 MWmédio. 
14  Empreendimentos tiveram os seus cronogramas alterados, pelo Despacho n° 4.083/2013. O qual concedeu prazo adicional de 2 meses para a sua entrada em operação 
comercial, a contar do início da operação comercial das instalações de transmissão da Subestação Mossoró IV, cuja data prevista no Sistema de Gestão da Transmissão 
(SIGET), atualizado em 11 de março de 2016, é 30 de agosto de 2016.
EOL        Garantia      Energia    Início de
Suprimento      Data Proposta para Início de
Suprimento    
        Física      Comercializada              
        (kWmédios)      (Lotes13)              
  Bom Jesus      8.100      79      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Cachoeira      5.000      48      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Pitimbu      7.200      64      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  São Caetano      11.000      101      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  São Caetano I      7.700      64      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  São Galvão      9.500      92      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Carnaúba I      9.400      91      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Carnaúba II      7.300      71      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Carnaúba III      7.500      71      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Carnaúba V      10.100      98      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Cervantes I      7.100      69      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Cervantes II      5.600      54      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Punaú I      11.000      107      01/09/2015      24 meses após a decisão da Diretoria  
  Pau Brasil14      7.700      71      01/11/2016      1º de julho de 2018  
Início de
Suprimento
Data Proposta para Início de
Suprimento

São Paulo18 
8.100 
76 
01/11/2016 
1º de julho de 2018 
Famosa I18 
11.100 
104 
01/11/2016 
1º de julho de 2018 
Rosada18 
13.400 
125 
01/11/2016 
1º de julho de 2018 
Vento de Santo Inácio15 
13.200 
132 
01/09/2016 
1º de julho de 2021 
Ventos de São Geraldo19 
14.600 
146 
01/09/2016 
1º de julho de 2021 
Ventos de Sebastião19 
13.400 
134 
01/09/2016 
1º de julho de 2021 
Ventos de Santa Rosa19 
13.500 
135 
01/09/2016 
1º de julho de 2021 
Araras 
12.600 
120 
08/04/2014 
1º de julho de 2021 
Garças 
13.290 
130 
30/07/2013 
1º de julho de 2021 
Lagoa Seca 
8.110 
80 
08/04/2014 
1º de julho de 2021 
Vento do Oeste 
7.810 
70 
08/04/2014 
1º de julho de 2021 
Cataventos Paracuru I 
14.200 
142 
01/09/2014 
Janeiro de 2019 
 
18. 
Os pedidos para alteração desses cronogramas foram motivados pela impossibilidade – segundo 
alegam as interessadas – de implantar as Centrais Geradoras Eólicas no prazo estabelecido, uma vez que a WPE, 
fornecedora dos aerogeradores, está enfrentando um processo de Recuperação Judicial e não teria cumprido com 
os prazos de entrega dos equipamentos. Em razão disso, alegam estar caracterizado evento excludente de 
responsabilidade pelo atraso no início da operação comercial. 
 
19. 
Cada uma das interessadas apresentou solicitações com alguma peculiaridade. Será apresentada, 
a seguir, uma síntese das alegações e dos pleitos por complexo. 
 
II.1 – DA PROPOSTA PARA AS EÓLICAS INTEGRANTES DO COMPLEXO 1 
 
20. 
As interessadas nas usinas integrantes do Complexo 1 - Furnas e FIP Caixa Milão – alegam que, a 
despeito da diligência na escolha do fornecedor de aerogeradores, a situação econômico financeira da WPE 
começou a deteriorar-se, o que levou à incapacidade em cumprir com os prazos de entrega dos equipamentos. 
 
21. 
Assim, diante do iminente risco de não receber os aerogeradores, informaram ter realizado 
pagamentos diretamente a fornecedores da WPE e efetuaram um adiantamento de 20% dos valores previstos nos 
contratos, com o intuito de amenizar ou até evitar um impacto negativo nos cronogramas de implantação dos 
parques. Porém, não receberam os aerogeradores no prazo acordado, decidindo formalizar a rescisão com a WPE 
e iniciaram o processo de contratação de novo fornecedor, culminando na escolha da empresa HZ Windpower (HZ). 
 
22. 
Nesse contexto, solicitaram postergação da entrada em operação comercial, apresentando uma 
proposta nas seguintes condições: (i) os termos iniciais dos CER sejam prorrogados para até 24 meses após a 
decisão da Diretoria Colegiada, (ii) os termos finais dos CER sejam prorrogados pelo mesmo período, de forma a 
manter-se o período de suprimento dos contratos, (iii) as penalidades regulatórias e contratuais pelos 
descumprimentos do cronograma original sejam afastadas. A geradora se propôs a pagar, como contribuição à 
modicidade tarifária, o valor equivalente a 20% da multa da Cláusula 13 dos CER. Tal pagamento ocorreria por meio 
da redução de 5% da Receita Fixa dos empreendimentos a partir do 17° ano dos CER.  
 
23. 
Para sustentar esse requerimento as interessadas alegam que neste caso estão presentes 
requisitos para o reconhecimento de excludente de responsabilidade, uma vez que foram impactados por eventos 
imprevisíveis e a elas não imputáveis. 
 
15  Empreendimentos tiveram os seus cronogramas alterados, pelo Despacho n° 253/2015. O qual concedeu prazo adicional de 2 meses para a sua entrada em operação 
comercial, a contar do início da operação comercial das instalações de transmissão da Subestação Ibiapina II, cuja data prevista no SIGET, atualizado em 11 de março 
de 2016, é 30 de junho de 2016.
  São Paulo18      8.100      76      01/11/2016      1º de julho de 2018  
  Famosa I18      11.100      104      01/11/2016      1º de julho de 2018  
  Rosada18      13.400      125      01/11/2016      1º de julho de 2018  
  Vento de Santo Inácio15      13.200      132      01/09/2016      1º de julho de 2021  
  Ventos de São Geraldo19      14.600      146      01/09/2016      1º de julho de 2021  
  Ventos de Sebastião19      13.400      134      01/09/2016      1º de julho de 2021  
  Ventos de Santa Rosa19      13.500      135      01/09/2016      1º de julho de 2021  
  Araras      12.600      120      08/04/2014      1º de julho de 2021  
  Garças      13.290      130      30/07/2013      1º de julho de 2021  
  Lagoa Seca      8.110      80      08/04/2014      1º de julho de 2021  
  Vento do Oeste      7.810      70      08/04/2014      1º de julho de 2021  
  Cataventos Paracuru I      14.200      142      01/09/2014      Janeiro de 2019  

24. 
De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de 
2016, publicado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), nenhum dos parques deste 
complexo iniciou suas obras. 
 
II.2 – DA PROPOSTA PARA AS EÓLICAS INTEGRANTES DO COMPLEXO 2 
 
25. 
As interessadas nas usinas integrantes do Complexo 2 - Comercial Mineira e EBDP - informaram 
que os projetos iniciais apresentados para habilitação técnica junto à Empresa de Pesquisa Energética (EPE), por 
ocasião do LER 003/2011, foram elaborados utilizando aerogeradores da empresa Fuhrlânder, a qual entrou com 
um pedido de concordata, obrigando-as a encontrar outro fornecedor, optando pela WPE. 
 
26. 
Como no caso das empresas do Complexo 1, alegam que essa escolha ocorreu de forma diligente e 
ponderada, pois a companhia era uma das maiores fabricantes de aerogeradores do país. 
 
27. 
Segundo as requerentes, mesmo com a contratação de um novo fornecedor de equipamentos (o 
terceiro nesse caso) para atender às obrigações dos CER, nenhuma empresa conseguiria entregar os 
equipamentos a tempo hábil para conclusão das usinas.  
 
28. 
A empresa pré-selecionada para o fornecimento dos aerogeradores foi a HZ, a qual informou que 
poderia entregar as máquinas a partir do segundo semestre de 2017, desde que o contrato fosse celebrado dentro 
de 60 a 90 dias. Neste ponto, cabe ressaltar que, de acordo com as interessadas, a assinatura do contrato de 
fornecimento está pendente, dentre outras condições, de financiamento do BNDES e equacionamento das questões 
regulatórias junto à ANEEL.  
 
29. 
As interessadas afirmam que, devido a essa nova mudança de fornecedor, os indicadores de 
resultados dos empreendimentos ficaram em um patamar muito abaixo do requerido pelos acionistas, em razão do 
expressivo aumento no CAPEX16. 
 
30. 
Portanto para realizar a implantação das usinas do Complexo 2, as empresas apresentaram as 
seguintes condições: (i) alteração da data de início de operação comercial das centrais para até 30/06/2018, em 
caráter independente da disponibilização das instalações de transmissão; (ii) estabelecimento de novo período de 
suprimento dos CER, devendo ele ser iniciado em 1º/07/2018 e sendo mantido o prazo de suprimento de 20 (vinte) 
anos, com deslocamento, pelo mesmo período, de todas e quaisquer obrigações relacionadas aos contratos e (iii) 
afastamento de todas e quaisquer penalidades previstas na regulamentação em razão do descumprimento do 
cronograma dos empreendimentos.  
 
 
31. 
Para sustentar esse requerimento os empreendedores alegam que: a) Não podem ser 
responsabilizados pelo episódio da insolvência da WPE, pois a ocorrência era impossível de ser prevista à época de 
sua contratação; b) Nem o atraso na entrega da energia ou da entrada em operação comercial dos 
empreendimentos implicam novos ônus para a CONER17; e c) Mesmo com o afastamento de quaisquer penalidades 
pelo atraso no suprimento da energia, a rescisão dos CER e recontratação da energia em leilões futuros seria muito 
mais onerosa para o consumidor. 
 
32. 
De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de 
2016, publicado pela SFG, nenhum dos parques deste complexo iniciou suas obras. 
 
16  No ambiente de projetos, CAPEX (Capital Expenditure) designa o montante de investimentos necessários para adquirir ou introduzir melhorias em ativos físicos. 
17  A Conta de Energia de Reserva (CONER) é um tipo de conta corrente específica administrada pela CCEE, por meio da qual a Câmara realiza o pagamento aos 
geradores que comercializaram energia nos leilões de energia de reserva.

III.3 – DA PROPOSTA PARA AS EÓLICAS INTEGRANTES DO COMPLEXO 3 
 
33. 
Assim como nos outros casos, a interessada nas usinas integrantes do Complexo 3 - Energimp - 
pretende que se ajuste as datas de início de suprimento das Centrais Geradoras Eólicas, para 1°/07/2021. 
Alternativamente, requereu igualmente a prorrogação do cronograma, no mesmo período, de forma a possibilitar a 
substituição da fornecedora, considerando o cronograma de fornecimento a ser apresentado. 
 
34. 
Conforme indicou a SCG, a WPE é responsável por 55% das ações da Energimp, sendo o restante 
controlado pelo Fundo de Investimento do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FI – FGTS), mas mesmo 
assim, a interessada justifica seu pleito argumentando que ocorrera uma álea econômica extraordinária dado que 
seu fornecedor estava em recuperação judicial, fato não previsível e que só foi conhecido no dia 12/01/2015.  
 
35. 
Anteriormente as interessadas solicitaram a concatenação do cronograma de suas usinas com a 
conclusão do sistema de transmissão da SE Ibiapina II. O pleito foi deferido18 na 3ª Reunião Pública Ordinária, 
ocorrida em 03/02/2015. 
 
36. 
A Energimp, inicialmente havia solicitado a postergação do suprimento pelo prazo de 3 anos a 
contar da data de aprovação do plano de Recuperação Judicial apresentado pela WPE, no entanto retificou este 
pedido, indicando que só seria viável o início do suprimento de energia das usinas do Complexo 3 em 1°/07/2021, 
pois terão de ser adquiridos novos equipamentos junto a outro fornecedor e, consequentemente, recontratados 
estudos e projetos que sejam adequados às novas máquinas. 
 
37. 
De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de 
2016, publicado pela SFG, nenhum dos parques deste complexo iniciou suas obras. 
 
III.4 – DA PROPOSTA PARA AS EÓLICAS INTEGRANTES DO COMPLEXO 4 
 
38. 
A interessada nas usinas integrantes do Complexo 4 - Energimp – à época em que relatou o 
problema com o fornecimento de aerogeradores da WPE, já possuía em andamento nesta Agência um pedido de 
alteração de cronograma de implantação e do início de suprimento destes parques, no qual alegava atraso na 
disponibilização do Sistema de Transmissão. O pleito foi indeferido19 na 12ª Reunião Pública Ordinária, ocorrida em 
12/04/2016. 
 
39. 
Constata-se, pois, não terem sido eventuais problemas decorrentes do atraso da conclusão das 
obras da ICG Acaraú II, de responsabilidade da CHESF, razão suficiente para justificar a solicitação da Energimp. 
 
40. 
Resta ainda analisar o pedido de postergação das datas de início de suprimento das eólicas deste 
complexo devido ao atraso no fornecimento de aerogeradores pela WPE. Sobre esse tema a interessada, mesmo 
18 Despacho nº xá 
 
19 Despacho nº 910/2016: 
“... 
Indeferir o pedido de alteração do cronograma de implantação das Centrais Geradoras Eólicas – EOLs Lagoa Seca, Vento do Oeste, Garças e Araras, ressalvando a 
análise específica que está em curso sobre os efeitos [do] pedido de recuperação judicial apresentado pela IMPSA Wind Power Energia S.A., fornecedora de 
equipamentos para as usinas; e 
 
Autorizar o deslocamento do início de suprimento previsto nos Contratos de Energia de Reserva – CER associados à participação das Centrais Geradoras 
mencionadas no Leilão nº 003/2009-ANEEL, com vistas a assegurar a correspondência entre o início das obrigações contratuais e a efetiva disponibilização do 
sistema de transmissão necessário para o escoamento da energia dessas usinas, para o 1º dia do mês subsequente às seguintes datas:  
 
a) 30/07/2013 para a EOL Garças; e  
b) 08/04/2014, para as EOLs Lagoa Seca, Vento do Oeste e Araras.”

tendo 55% de suas ações controladas pela WPE, alega, assim como nos casos das usinas do Complexo 3, que só 
tomou ciência do pedido de Recuperação Judicial no dia 12/01/2015. 
 
41. 
Assim como para os parques do Complexo 3, a Energimp informou que só será viável o início de 
suprimento das usinas deste complexo em 1°/07/2021, retificando, assim, seu pedido original de ajuste nas datas de 
início de suprimento pelo prazo de 18 meses a contar da data de aprovação do Plano de Recuperação Judicial 
apresentado pela WPE. 
 
42. 
Como justificativa para este pleito, a interessada informa que, como a implantação dos parques do 
Complexo 4 já foi iniciada a partir de estudos e projetos contemplando os aerogeradores da WPE, ficaria inviável, 
tanto financeira, quanto tecnicamente, a simples substituição do fornecedor, para isso, é necessário, além da 
contratação de estudos e projetos adequados às novas máquinas, uma revisão global das obras anteriormente 
executadas. 
 
43. 
De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de 
2016, publicado pela SFG, as obras da EOL Araras ainda não foram iniciadas e as demais eólicas encontram-se 
com obras paralisadas.   
 
44. 
Destaca a SCG que os parques deste complexo já deveriam estar em operação desde 08/04/2014, 
mas mesmo assim, aproximadamente 10 meses após esta data, a interessada solicita uma nova postergação no 
cronograma alegando ter sido surpreendida com a situação de sua controladora e principal fornecedora de 
equipamentos.  
 
III.5 – DA PROPOSTA PARA A EÓLICA INTEGRANTE DO COMPLEXO 5 
 
45. 
A interessada na usina integrante do Complexo 5 - Tecneira -, além de relatar o problema com o 
fornecimento de aerogeradores da WPE, ainda solicitou postergação de cronograma por força: (i) do embargo 
determinado pelo Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional (IPHAN) e (ii) da impossibilidade de 
cumprimento do previsto no Parecer de Acesso n° ONS RE 2.1/014/2014, devido ao atraso na conclusão da Linha 
de Transmissão de 230kV Acaraú II – Sobral III. 
 
46. 
A Tecneira alega que, mesmo possuindo a Licença Ambiental de Instalação n° 24/2013-DICOP-
GENCON, o IPHAN embargou toda a obra da interessada, por meio do Termo de Embargo n° 19195, de 
19/02/2014, em razão de terem sido encontrados vestígios arqueológicos em uma área específica do local de 
implantação da usina. Por essa razão, solicita a prorrogação de cinco meses do prazo para entrada em operação 
comercial definido no Despacho n° 741/2014. 
 
47. 
A SCG reforçou o entendimento de que tanto o licenciamento ambiental quanto a autorização a ser 
emitida pelo IPHAN são de responsabilidade exclusiva do empreendedor, cuja obtenção ocorre por sua conta e 
risco. Neste caso, claramente o risco é conhecido e devidamente alocado ao agente de geração, conforme 
destacado no Edital do Leilão em tela, cuja responsabilidade pelo atraso, neste caso, não pode ser imputada a ato 
do Poder Público. 
 
48. 
A Tecneira solicitou a alteração de seu cronograma, de modo a concatenar a entrada em operação 
das Centrais Geradoras Eólicas integrantes do Complexo 5 com a finalização das instalações da Linha de 
Transmissão de 230 kV Acaraú II – Sobral III, de propriedade da CHESF. 
 
49. 
Sobre este assunto a SCG apresenta detalhadamente a tramitação processual relacionada ao pleito 
e conclui que não há o que se falar em concatenação, visto que a SE Acaraú II está concluída e em plenas

condições de receber a EOL Cataventos de Paracuru I imediatamente, tornando-se, assim, infundado o argumento 
da requerente sobre a impossibilidade de conexão em face do atraso na conclusão das obras da LT de 230kV 
Acaraú II – Sobral III. 
 
50. 
Segundo a Tecneira, a implantação da EOL Cataventos Paracuru I foi afetada pela Recuperação 
Judicial da WPE, comprometendo a entrada em operação comercial dentro do prazo estipulado no Contrato de 
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), devido ao atraso na entrega dos aerogeradores. 
 
51. 
De acordo com o agente, a empresa já havia pago a WPE uma grande quantia do contrato de 
fornecimento dos equipamentos, inclusive pagando diretamente os fornecedores daquela empresa na expectativa 
de receber os aerogeradores em tempo hábil para a entrega dentro do cronograma, sem êxito. Portanto, para 
concluir a implantação do projeto, por meio da contratação de novo fornecedor de aerogeradores, a interessada 
informa que seria necessário um aporte adicional de R$ 194.000.000,00 (cento e noventa e quatro milhões de 
reais). 
 
52. 
Admitindo as perdas com o contrato da WPE e o investimento para contratação do novo fornecedor, 
a Tecneira alega que o projeto não se viabiliza nos moldes acordados no CCEAR assinado, e apresenta uma 
proposta contemplando: (i) revisão tarifária do preço de venda da energia de R$136,60/MWh para R$286,00/MWh, 
(ii) prorrogação do prazo para entrada em operação comercial para janeiro de 2019, e (iii) reconhecimento de 
excludente de responsabilidade, afastando qualquer aplicação de penalidades pela ANEEL. 
 
53. 
A interessada justifica seu pleito de revisão tarifária pautando seus argumentos no aumento dos 
preços da energia comercializada nos últimos Leilões, culmina em um cenário no qual é mais vantajoso para o setor 
elétrico manter a outorga da EOL Cataventos Paracuru I com a tarifa revisada, do que realizar um novo Leilão para 
vender essa energia. 
 
54. 
Por fim, alega que a proposta só será viável se a ANEEL reconhecer seu excludente de 
responsabilidade, por considerar que a ocorrência de eventos cujos efeitos seriam impossíveis de evitar ou prever, 
configurando o caso fortuito ou força maior, e que o suprimento, para contemplar um prazo de contratação de novo 
fornecedor, e implantação do empreendimento, deveria ser postergado para janeiro de 2019. 
 
55. 
De acordo com o Relatório de Acompanhamento das Centrais Geradoras Eólicas de março de 
2016, publicado pela SFG, as obras da EOL Cataventos Paracuru 1 se encontram paralisadas. 
 
III.7 – DA ANÁLISE DOS EXCLUDENTES DE RESPONSABILIDADES 
 
56. 
Segundo a SCG, todos os Agentes alegam que se cercaram de todas as precauções, utilizando as 
melhores práticas do mercado para a escolha da empresa fornecedora dos equipamentos geradores e que a 
falência desta era um fato imprevisível e isto seria condição suficiente para caracterizar o excludente de 
responsabilidade. 
 
57. 
Ocorre que as requerentes foram outorgadas como PIE, modalidade de exploração de atividade de 
geração de energia elétrica que traz em sua definição a assunção de riscos referentes à produção e 
comercialização, ou seja, o acolhimento do risco está na natureza jurídica do PIE, conforme pode ser depreendido 
de sua definição dada no art. 11 da Lei n. 9.074/95:  
 
[...]

“Considera-se produtor independente de energia elétrica a pessoa jurídica ou empresas reunidas em 
consórcio que recebam concessão ou autorização do poder concedente, para produzir energia elétrica 
destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco”. 
[...] 
 
58. 
Assim, somente um caso fortuito, de força maior ou um ato do poder público poderiam excluir sua 
responsabilidade e, ainda assim, é imperativo para o enquadramento nessa exceção a comprovação do nexo de 
causalidade e da diligência do empreendedor na solução da controvérsia. Isso se deve porque a ANEEL só pode 
considerar um fato suscitado como passível de caracterização de excludente de responsabilidade quando esse se 
situa no campo da álea extraordinária, do risco imprevisível ou previsível, porém de efeitos incalculáveis, pois 
somente esses riscos extrapolam o âmbito de assunção da responsabilidade do outorgado como forma de se 
manter a justa equação entre direitos e obrigações assumidas. 
 
59. 
Conforme já citado, os pedidos de postergação de cronograma dos cinco complexos eólicos, toma 
como imprevisível e não imputável aos agentes o fato da WPE estar em processo de Recuperação Judicial e não 
cumprir com os prazos de entrega dos equipamentos. Mas, o que se pode inferir é que apesar de terem declarado 
diligência e tentado diminuir o atraso em seus cronogramas, a decisão de contratar a WPE como fornecedora partiu 
dos agentes, então, por definição legal do PIE, a consequência desta estratégia foi realizada por conta e risco do 
empreendedor, não podendo apontar a situação como excludente de responsabilidade. 
 
60. 
O reconhecimento de excludente de responsabilidade em casos de falência de fornecedores traz à 
luz da discussão um importante tema: o risco moral, ou seja, uma vez reconhecida como excludente de 
responsabilidade a incapacidade de um fornecedor em prestar algum tipo de serviço ou de fornecer algum 
equipamento para a implantação de uma usina, qual seria o sinal que o órgão regulador estaria transmitindo para o 
setor regulado? 
 
61. 
Eis o cerne da questão, caso aberto esse precedente, as empresas poderiam ser estimuladas a 
relaxar a gestão de governança na celebração de seus contratos com fornecedores de equipamentos, uma vez que 
poderiam evitar a aplicação de penalidades contratuais que justificariam até mesmo na revogação da outorga e a 
impossibilidade de contratação dessas empresas com a administração. Dito de outra forma, aumentaria a 
probabilidade de incorrerem em risco moral, e é exatamente esse tipo de comportamento que o regulador deve 
evitar. 
 
62. 
Uma das formas de se mitigar o risco moral é a análise de todos os lados envolvidos, no caso 
concreto, Agentes, Setor Elétrico e Consumidor final. 
 
63. 
A SRM (Notas Técnicas n° 241/2015-SRM/ANEEL, de 03/11/2015, 286/2015-SRM/ANEEL, de 
18/12/2015 e 80/2016-SRM/ANEEL, de 11/03/2016) concluiu que os pleitos de postergação do início de suprimento, 
afastamento de todas as penalidades devem ser indeferidos, bem como indicou a possibilidade e as consequências 
de não serem implantados esses empreendimentos, recomendando a aplicação de efeitos educativos, previstos no 
edital, como forma de adequar o comportamento dos agentes. 
 
64. 
Embora tenham sido afastadas as hipóteses de excludentes de responsabilidades, e o fato das 
interessadas terem afirmado que o seu não reconhecimento poderia inviabilizar os empreendimentos a SCG (NT nº 
309/2016-SCG/ANEEL) avaliou as propostas protocoladas pelas interessadas. Foram realizadas duas diferentes 
análises: uma para agentes que comercializaram sua energia nos Leilões de energia de reserva, que assinaram 
CER (complexos de 1 a 4), e outra para agentes que comercializaram sua energia nos demais leilões, assinando 
CCEAR (complexo 5).

65. 
Em relação à energia de reserva (complexos de 1 a 4), ressalta-se que no âmbito desses contratos, 
o PLD é a variável que tem mais peso na arrecadação de receita para pagamento dos empreendimentos. Assim, em 
um cenário em que o valor do PLD é baixo, o consumidor observa um Encargo de Energia de Reserva - EER maior, 
então, neste caso, o atraso no suprimento de alguma usina não seria prejudicial aos consumidores, uma vez que 
adiaria o pagamento da receita fixa a este empreendimento quando a arrecadação é baixa. 
 
66. 
Já em um cenário contrário, onde o valor do PLD é alto, a arrecadação com a geração das usinas 
pode provocar um superávit, o que isentaria os consumidores da cobrança do EER. Portanto, neste caso, adiar 
qualquer contrato seria prejudicial aos usuários de Energia de Reserva. 
 
67. 
A SCG analisou o impacto financeiro da postergação do contrato de centrais geradoras que 
comercializaram energia de reserva, utilizando a previsão do Custo Marginal de Operação (CMO)20 e os limites 
máximo e mínimo do PLD definidos pela ANEEL21. Assim, do ponto de vista do consumidor de energia de reserva, a 
postergação dos contratos dos agentes, pertencentes aos Complexos 1 a 4, desde que adotado algum mecanismo 
de redução de incerteza do PLD, poderia ser vantajoso. 
 
68. 
Convém destacar que as empresas do Complexo 1, a título de modicidade tarifária, se propuseram 
a pagar 20% da multa prevista na Cláusula 13° do CER. A SCG esclareceu que não seria possível averiguar se o 
valor proposto era suficiente para compensar as perdas que os usuários de energia de reserva possam vir a sofrer, 
uma vez que essa valoração deste prejuízo dependerá do PLD.  
 
69. 
Assim, do ponto de vista dos Agentes e Consumidores de Energia de Reserva a postergação pode 
ser benéfica. Entretanto, a SCG apresentou as seguintes ponderações: 
 
• O princípio da contratação de Energia de Reserva é aumentar a segurança do fornecimento de 
energia ao SIN, promovendo o encontro de valores entre a Garantia Física atribuída às centrais 
geradoras e a contratada pelas Distribuidoras. Assim, a postergação ora analisada, por diminuir a 
segurança no fornecimento de energia ao SIN, pode gerar incertezas no atendimento à totalidade da 
demanda energética do País, portanto, não é benéfico para o Sistema Elétrico renunciar a esta 
parcela de energia. 
• Por outro lado, é verdade que a maioria das Distribuidoras está sobrecontratada e, embora a 
Energia de Reserva não forme lastro para essas Concessionárias, é verdadeiro que este tipo de 
energia acaba por lastrear todo o Sistema Elétrico. Então, pode-se supor que haja alguma 
contrapartida entre a sobrecontratação das Distribuidoras e a quantidade de Energia de Reserva 
necessária ao Sistema Elétrico. 
• Somente o MME, órgão que efetua o planejamento do setor elétrico, pode julgar a relação de custo 
benefício entre a postergação dos respectivos CER e a possível redução da segurança energética do 
Sistema elétrico. 
 
70. 
Dessa forma, uma análise de impacto conclusiva somente poderia ser dada pelo MME, órgão 
responsável pelo planejamento da expansão do Setor Elétrico Brasileiro. Assim, a solicitação dos agentes 
pertencentes aos complexos 1 a 4 deve ser indeferida, no âmbito da ANEEL. Podendo tais pleitos serem 
apresentados ao MME para análise sob a ótica do planejamento. 
 
71. 
A usina pertencente ao Complexo 2, EOL Cataventos Paracuru, possui CCEARs assinados com 
distribuidoras que se encontram atualmente sobrecontratadas. Essa condição de contratação poderia permitir a 
20 Valores do CMO baseados em simulação de 2.000 séries efetuada pelo software Newave 
21 Para o ano de 2016, o valor máximo foi definido em R$ 422,56/MWh e o mínimo em R$ 30,25/MWh.

celebração de um acordo bilateral entre as partes signatárias do CCEAR. Tal acordo está regulamentado na REN nº 
711/2016. 
 
72. 
Entretanto, a SCG avaliou o caso concreto e verificou as seguintes dificuldades em relação à 
aplicação da REN nº 711/2016 ao pedido do empreendedor22: - a data de término do suprimento não poderá ser 
alterada e - o valor da comercialização da energia da eólica é de R$ 140,92/MWh, menor que o preço médio de 
82,6% das Distribuidoras com as quais a usina celebrou o CCEAR. Assim, caso ocorresse a postergação do início 
de suprimento desta usina, o preço médio da maioria das Distribuidoras iria aumentar. Ademais, dado que o valor de 
comercialização da energia oriunda da central geradora já oneraria o usuário, o reajuste solicitado ampliaria esse 
efeito. 
 
73. 
Diante dos fatos, verifica-se que a proposta apresentada pela empresa Tecneira, embora possa ser 
interessante para as Distribuidoras e Setor Elétrico, não contribui para a modicidade tarifária, portanto, não é 
vantajosa para o consumidor final.  
 
74. 
Vale registrar que as empresas Tecneira e a Energimp apresentaram, ao longo da instrução do 
processo, pedido de providência cautelar. Os pedidos consistiam em suspensão das obrigações regulatórias e 
contratuais relativas aos empreendimentos cujos pedidos de postergação de cronograma estavam sendo analisados 
pela ANEEL, até o seu efetivo julgamento. 
 
75. 
Entretanto, diante da deliberação destes processos, não há que se falar em concessão de 
providência cautelar no âmbito da ANEEL.  
 
76. 
Destaco que a análise de excludente de responsabilidade ora discutida, não está abarcada no 
disposto no art. 4º23, da Lei nº 13.203/2015, uma vez que os pleitos não tratam e nem repercutem no período de 
outorga dos autorizados e sim, no período de suprimento dos seus respectivos contratos regulados. 
  
77. 
Assim, não há previsão regulamentar para concessão da suspensão requerida pelas empresas 
Energimp e Tecneira.  
 
 
III. DIREITO 
 
78. 
A análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: Lei 9.427/1996; Lei 
10.848/2004; REN n° 391/2009; REN n° 389/2009; Edital do Leilão de Energia de Reserva nº 03/2009; Edital do 
Leilão de Geração nº 02/2011; Edital do Leilão de Energia de Reserva nº 03/2011 e Edital do Leilão de Energia de 
Reserva nº 05/2013. 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
79. 
Diante do exposto e do que consta dos Processos no 48500.005385/2013-10, 48500.005382/2013-
86, 
48500.005383/2013-21, 
48500.005380/2013-97, 
48500.005372/2013-41, 
48500.005375/2013-84, 
22 Em sua proposta apresentada, a empresa Tecneira declara que para viabilizar a implantação do empreendimento, além da postergação do cronograma e excludente de 
responsabilidade, é necessário reajustar em 109,37% o preço da energia negociada no LEN 002/2011. 
23 Art. 4º da Lei nº 13.203/2015: 
“Art. 4º No caso de atraso no início da operação comercial de geração ou de transmissão decorrente de excludente de responsabilidade do empreendedor, reconhecido 
pelo poder concedente, o prazo da correspondente concessão ou autorização de geração, licitada nos termos da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, ou autorizada nos 
termos da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, ou concessão de transmissão de energia elétrica outorgada poderá ser prorrogado pelo poder concedente, na forma 
da lei, pelo prazo reconhecido como excludente de responsabilidade, conforme processo a ser instruído pela Aneel.”

48500.005379/2013-62, 
48500.005381/2013-31, 
48500.005378/2013-18, 
48500.005371/2013-04, 
48500.005373/2013-95, 
48500.005370/2013-51, 
48500.005374/2013-30, 
48500.004557/2011-76, 
48500.004559/2011-65, 
48500.004556/2011-21, 
48500.004558/2011-11, 
48500.004565/2011-12, 
48500.004566/2011-67, 
48500.004567/2011-10, 
48500.004564/2011-78, 
48500.001182/2010-10, 
48500.001166/2010-19, 48500.001164/2010-20, 48500.001145/2010-01 e 48500.004379/2011-83, voto por: (i) 
indeferir o requerimento de providência cautelar interposto pelas empresas Energimp e Tecneira, tendo em vista a 
decisão sobre o mérito dos respectivos processos; (ii) indeferir os pleitos apresentados pelas empresas Furnas e o 
FIP Caixa Milão, Comercial Mineira e EBDP, Energimp e Tecneira de alteração do cronograma de implantação das 
EOL Bom Jesus, Cachoeira, Pitimbu, São Caetano, São Caetano I, São Galvão, Carnaúba I, Carnaúba II, Carnaúba 
III, Carnaúba V, Cervantes I, Cervantes II, Punaú I, Pau Brasil, São Paulo, Famosa I, Rosada, Ventos de Santo 
Inácio, Ventos de São Geraldo, Ventos de Sebastião, Ventos de Santa Rosa, Araras, Garças, Lagoa Seca, Vento do 
Oeste, Cataventos do Paracuru I e (iii) não reconhecer excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação 
dos citados empreendimentos. 
 
Brasília, 21 de junho de 2016 
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor