Nota Técnica nº 87/2016–SRM-SRG/ANEEL 
 
 
Em 15 de março de 2016. 
 
 
Processo: 48500.000287/2016-39. 
 
Assunto: Análise das condições de anuência para 
repactuação do risco hidrológico no Ambiente de 
Contratação Regulada – ACR da Atiaia Energia. 
 
 
 
I. DO OBJETIVO 
1. 
O objetivo da presente Nota Técnica é analisar as condições de anuência para repactuação do 
risco hidrológico no ACR solicitada pela Empresa Energética Porto das Pedras S.A. e pela Rio Sucuriú Energia 
S.A., ambas controladas pela Atiaia Energia (Grupo Cornélio Brenand). 
II. DOS FATOS 
2. 
A Lei n° 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permite a repactuação do 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 Carta s/n°, de 15/1/20161, Empresa Energética Porto das Pedras S.A. solicitou a 
repactuação do risco hidrológico relativo à PCH Porto das Pedras. 
5. 
Por meio da Carta s/n°, de 15/1/20162, Rio Sucuriú Energia S.A. solicitou a repactuação do 
risco hidrológico relativo à PCH Buriti. 
6. 
Por meio de correspondências s/n°, de 19/2/20163, a Rio Sucuriú Energia S.A. e a Empresa 
Energética Porto das Pedras S.A. solicitaram o sobrestamento da análise do pedido de repactuação 
protocolizado em 15/1/2016, em face da análise de revisão da Resolução Normativa n° 684, de 2015, a partir 
de solicitação protocolizada pela Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa – ABRAGEL. 
 
 
                                                     
1 Sic 48513.000446/2016-00. 
2 Sic: 48513.000449/2016-00. 
3 Sic: 48513.003613/2016-00 e 48513.003610/2016-00.

Fl. 2 da Nota Técnica nº 87/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 15/03/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III. DA ANÁLISE 
7. 
Inicialmente, analisa-se o pedido de sobrestamento da análise solicitado pelas Empresas, em 
razão de pedido de alteração da Resolução n° 684, de 2015, feito pela ABRAGEL. 
8. 
O pedido da ABRAGEL consta de correspondência encaminhada em 22/12/2015, para a qual 
foi negado efeito suspensivo, por meio do Despacho n° 4.128, de 23/12/2015. O pedido encontra-se juntado 
ao processo 48500.006210/2014-19. 
9. 
Ressalta-se que os dispositivos que regulam a repactuação do risco hidrológico não preveem 
o sobrestamento da análise. Ademais, a solicitação para sobrestamento está suportada em pedido de revisão 
de Resolução Normativa, o qual não tem previsão de ser realizado.  
10. 
Ainda antes de qualquer análise sobre a elegibilidade para repactuação do risco hidrológico, 
destaca-se que a Atiaia Energia solicita o reconhecimento da incompatibilidade entre os §§ 2° a 5° do art. 5° 
da Resolução Normativa n° 684, de 2015, com o art. 1°, §11, da Lei n° 13.203, de 2015. Essa incompatibilidade 
é a mesma apontada no pedido da ABRAGEL. 
11. 
Por oportuno, transcrevemos a seguir os dispositivos citados: 
Lei n° 13.203, de 2015. 
“Art. 1° (...) 
 
§ 11. Os agentes de geração hidrelétrica que se tenham desligado do MRE durante o ano de 2015 farão jus à repactuação 
do risco hidrológico suportado durante o período de sua participação no MRE, permitida a utilização do saldo do 
ressarcimento de que trata o § 2° diretamente pelo agente, por ocasião de seu retorno ao MRE, ou por meio de cessão 
desse ativo em favor de outro agente setorial.” 
Resolução Normativa n° 684, de 2015. 
“Art. 5° (...) 
 
§ 2º Caso a usina hidrelétrica seja desligada do MRE, por opção do gerador hidráulico ou de forma compulsória pela ANEEL, 
o montante do risco hidrológico a ser transferido aos consumidores será zero durante o período em que permanecer 
desligada do MRE, sendo mantido o pagamento do prêmio de que trata o art. 2º em período equivalente àquele em que o 
gerador esteve no MRE com obrigação de pagamento do prêmio e será considerado para apuração do saldo do ativo a ser 
ressarcido em relação ao ano de 2015. 
 
§ 3º O não retorno opcional ao MRE até o mês seguinte ao fim do período de pagamento de prêmio de que trata o § 2º 
implicará a resolução do termo de repactuação, extinguindo-se o direito a eventual ressarcimento relacionado ao ano de 
2015. 
 
§ 4º Excepcionalmente para desligamentos do MRE durante o ano de 2015, a validade da repactuação está condicionada:  
 
I – ao retorno da usina hidrelétrica ao MRE obedecidas as condições regulamentares; e 
 
II – à permanência da usina hidrelétrica no MRE até o término da outorga ou pelo prazo mínimo de 25 anos, nos casos de 
outorga precária por meio de registro, observado o § 2º. 
 
§ 5º O descumprimento do § 4º implicará a resolução do termo de repactuação”

Fl. 3 da Nota Técnica nº 87/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 15/03/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
12. 
O §11 do art. 1° da Lei 13.203 foi objeto de análise, conforme parágrafos 27 a 29 do voto do 
Diretor-Relator do dia 11/12/2015. 
13. 
Em síntese o Diretor Relator destacou que a utilização do saldo do ressarcimento, previsto no 
§11 do art. 1° da Lei, “deve se condicionar à validade do termo de repactuação e à adequada contrapartida ao 
consumidor. Nesse sentido, o agente poderá perder o direito ao ativo constituído, caso não mantenha sua 
repactuação válida”. 
14. 
A partir daí, foram propostos os critérios constantes nos §§2° a 5° do art. 5° da Resolução 
Normativa n° 684, de 2015. 
15. 
O dispositivo da Lei é claro ao permitir a utilização do saldo do ativo constituído em 2015, de 
duas formas: (i) diretamente pelo agente de geração; ou (ii) cessão do ativo para outro agente setorial. 
16. 
Na hipótese (i) o marco para utilização do saldo do ativo constituído em 2015 é a data de 
retorno ao MRE, conforme definido na própria Lei. 
17. 
Para a hipótese (ii), ou seja, cessão do ativo para outro agente setorial, a utilização do saldo 
restou definida na Resolução Normativa n° 684, de 2015, após o cumprimento os critérios de retorno ao MRE 
no prazo regulamentar e permanência até o final de outorga ou pelo prazo de 25 anos, no caso de outorga 
precária.  
18. 
O critério de permanência no MRE até o final da outorga, caso aplicado para o caso concreto 
em análise, está condicionado à obediência às condições regulamentares, as quais são definidas na Resolução 
Normativa n° 409, de 10/8/2010. Mais especificamente quantos aos prazos, o art. 4° dessa resolução 
estabelece que a adesão ou desligamento do MRE poderá ocorrer a qualquer tempo e deverá ser mantida por 
um período mínimo de 12 meses. 
19. 
A repactuação solicitada pela Atiaia refere-se às PCHs Buriti e Porto das Pedras, que 
integraram o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE até junho e dezembro de 2015, respectivamente. 
Assim, o retorno dessas PCHs ao MRE poderá se dar um ano após sua saída: a partir de julho de 2016 e janeiro 
de 2017, respectivamente. 
20. 
Na hipótese de retorno ao MRE dentro do prazo regulamentar, as PCHs citadas usufruirão 
automaticamente do ressarcimento de 2015 por meio da postergação do pagamento de prêmio pelo período 
correspondente ao produto escolhido. E como possuem contratos de venda no ACR com prazo de vigência 
suficiente para integral compensação dos valores de 2015, como será mostrado a seguir, não se aplicam a 
essas usinas as condições necessárias à cessão do ativo constituído. 
21. 
Feitas essas considerações, passa-se a analisar as condições técnicas para repactuação do 
risco hidrológico das usinas da Atiaia. 
22. 
Para fins de elaboração do Termo de Repactuação, as informações mais relevantes 
apresentadas pela empresa são as apresentadas nas Tabelas 1, 2, 3 e 4:

Fl. 4 da Nota Técnica nº 87/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 15/03/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Tabela 1 – Atos autorizativos apresentados pelas empresas 
Empresa 
PCH 
Potência 
Instalada 
(MW) 
Ato Autorizativo 
Rio Sucuriú Energia S.A. 
Buriti 
30,00 
Resolução nº 603, de 4 de 
novembro de 2002. 
Empresa Energética Porto das Pedras S.A. Porto das Pedras 
28,03 
Resolução nº 645, de 3 de 
dezembro de 2003. 
 
Tabela 2 – Dados dos contratos apresentados pelas empresas 
PCH 
Contrato de venda 
Montante contratado  
(MWh) 
Término de 
vigência  
do contrato 
Buriti 
CT-PROINFA/PCH-MRE-040/2004 
4.266.840 
24/12/2026 
Porto das Pedras 
CCEARs – 2° LEN 2009-H30 
5.522.328 
31/12/2038 
 
Tabela 3 – Dados de garantia física apresentados pelas empresas 
PCH 
Ato Administrativo da Garantia Física 
Buriti 
Resolução ANEEL 450/2003 
Porto das Pedras 
Portaria SPE/MME nº 01/2010 
 
Tabela 4 – Dados de repactuação apresentados pelas empresas 
Empresa 
PCH 
Montante solicitado 
para repactuação 
(MWmédios) 
Produto escolhido nos 
termos da REN 684 
Rio Sucuriú Energia S.A. 
Buriti 
25,12 
SP100 
Empresa Energética Porto das 
Pedras S.A. 
Porto das Pedras 
21,0 
SP100 
23. 
De início, observa-se que, em conformidade com as respectivas outorgas, a autorização das 
PCHs Buriti e Porto das Pedras se encerram em 5/11/2032 e 3/12/2033, respectivamente. 
24. 
Adicionalmente, o Termo Aditivo/PR2SG-002/2007 ao contrato CT-PROINFA/PCH-MRE-
040/2004 define pela vigência do contrato até 24/01/2027. 
25. 
O art. 2º da REN 684 estabelece o seguinte: 
Art. 2º A repactuação de que trata essa Resolução poderá ser realizada nas seguintes 
modalidades:  
I – Ambiente de Contratação Regulada - ACR; e  
(...) 
§1º É elegível à repactuação do risco hidrológico no ACR a parcela da usina hidráulica 
participante do MRE cujo titular da outorga tenha celebrado contratos de venda de energia 
vinculados à usina para concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica.
Empresa  PCH  Potência
Instalada
(MW)  Ato Autorizativo
Rio Sucuriú Energia S.A.  Buriti  30,00  Resolução nº 603, de 4 de
novembro de 2002.
Empresa Energética Porto das Pedras S.A.  Porto das Pedras  28,03  Resolução nº 645, de 3 de
dezembro de 2003.
PCH  Contrato de venda  Montante contratado
(MWh)  Término de
vigência
do contrato
Buriti  CT-PROINFA/PCH-MRE-040/2004  4.266.840  24/12/2026
Porto das Pedras  CCEARs – 2° LEN 2009-H30  5.522.328  31/12/2038
PCH  Ato Administrativo da Garantia Física
Buriti  Resolução ANEEL 450/2003
Porto das Pedras  Portaria SPE/MME nº 01/2010
Empresa  PCH  Montante solicitado
para repactuação
(MWmédios)  Produto escolhido nos
termos da REN 684
Rio Sucuriú Energia S.A.  Buriti  25,12  SP100
Empresa Energética Porto das
Pedras S.A.  Porto das Pedras  21,0  SP100

Fl. 5 da Nota Técnica nº 87/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 15/03/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
§2º Os contratos de venda de que trata o §1º e a outorga da usina hidrelétrica correspondente 
deverão ter vigência mínima até 31 de dezembro de 2016. 
26. 
Uma vez que os Contratos (PROINFA e CCEARs) e a vigência da autorização das PCHs acima 
informados se encerram após 31/12/2016, as PCHs Buriti e Porto das Pedras são elegíveis à repactuação do 
risco hidrológico no ACR. 
27. 
O §3º do art. 2º da REN 684 dispõe que: 
§ 3º Para definição do montante de energia elegível no ACR, será considerado o menor valor 
entre a garantia física da usina hidráulica e a quantidade de energia dos contratos de venda, 
de que trata o §1°. 
28. 
Em cumprimento a esse comando, as áreas técnicas também verificaram que a garantia física 
da PCH Buriti vale 25,58 MWmédios, estabelecida pela Resolução nº 450, de 2 de setembro de 2003, e a da 
PCH Porto das Pedras vale 23,06 MWmédios, definida pela Portaria nº 1, de 14 de janeiro de 2010, ambas 
referenciadas ao barramento de saída do gerador.  
29. 
Para análise do montante a ser repactuado, faz-se necessário referenciar esse valor ao centro 
de gravidade4 do sistema. Para tanto, será utilizado o valor de Fator de Perdas para Abatimento de Garantia 
Física (F_PDI_GF) informados pela CCEE, de 0,98198 para a PCH Buriti e de 0,98819 para a PCH Porto das 
Pedras. Aplicando-se o F_PDI_GF à garantia física de cada PCH obtém-se os valores de 25,12 MWmédios 
para a PCH Buriti e de 22,78 MWmédios para a PCH Porto das Pedras. 
30. 
O art. 4º da REN 684 prevê que: 
Art. 4º A repactuação do risco hidrológico no ACR se dará por meio da transferência do risco 
hidrológico ao consumidor mediante pagamento de prêmio de risco pelo gerador. 
31. 
Como manifestado pelas empresas, o produto escolhido foi o SP100, conforme Anexo I da 
REN 684, cujo Prêmio de Risco unitário associado é de 9,50 R$/MWh, para ambas as PCHs.  
32. 
O art. 6º da REN 684 dispõe o seguinte: 
Art. 6º O resultado a ser ressarcido referente aos efeitos da repactuação no ano de 2015 e o 
respectivo prazo de postergação de pagamento de prêmio para cada opção de repactuação 
estão disponíveis no ANEXO II.  
 
§ 1º Na impossibilidade de ressarcir o resultado de 2015 no prazo remanescente da vigência 
do contrato de venda, haverá extensão dessa outorga com opção de recontratação da energia 
vendida ao ACR ou livre negociação da energia. 
33. 
De acordo com o Anexo II da REN 684, o prazo de postergação de pagamento de prêmio para 
o produto escolhido pelas empresas é de 4 anos e 6 meses. Logo, não há necessidade de extensão da 
autorização das PCHs, visto que os contratos de venda elegíveis têm vigência após esse prazo.  
                                                     
4 Essa PCH não participa do rateio de perdas da rede básica.

Fl. 6 da Nota Técnica nº 87/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 15/03/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
34. 
Ressalta-se que o início da postergação do pagamento do prêmio se dará a partir do retorno 
da usina ao MRE, que também coincide com o momento a partir do qual haverá transferência do risco 
hidrológico. 
35. 
Especificamente com relação à PCH Buriti, uma vez que a PCH permaneceu no MRE por 
apenas 6 meses em 2015 (de janeiro a junho), propõe-se que 50% do montante repactuado tenha postergação 
do prêmio por 4 anos e 6 meses de modo a compensar o ativo regulatório de 2015, enquanto que para os 
demais 50% do montante repactuado por essa PCH seja exigido o pagamento do prêmio imediatamente após 
o retorno ao MRE. 
36. 
O art. 11 da REN 684 estabelece que: 
Art. 11 Como condição de eficácia da repactuação prevista nesta Resolução, o gerador deverá:  
 
I - renunciar, de modo irrevogável e irretratável, ao direito de discutir, na via administrativa, 
arbitral e judicial, suposta isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE; 
37. 
A tabela 5 resume os valores de garantia física, contratos e montantes de energia a serem 
repactuados pelas PCHs. 
Tabela 5 – Dados referentes a repactuação. 
38. 
Importa salientar que na hipótese de alguma das usinas sair do MRE, por opção ou exclusão, 
aplica-se o disposto no §2° do art. 5° da Resolução Normativa n° 684, de 2015. 
39. 
Nos termos da Lei n° 13.203/2015, a desistência engloba toda e qualquer ação judicial em 
curso na qual requeira a isenção ou mitigação do risco hidrológico, inclusive para períodos anteriores a 2015. 
40. 
As Portarias nº 914, de 29/4/2008 e nº 798, de 20/11/2007 delegaram competência para SRM 
e SRG em conjunto anuírem, por meio de Despacho, os Termos de Repactuação do risco hidrológico. 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
41. 
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 
                                                     
5 Em conformidade com o Plano Anual do PROINFA  - PAP 2016 elaborado pela Eletrobrás 
PCH 
Garantia Física 
no centro de 
gravidade 
(MWmedios) 
Valor 
Contratado5 
(MWmedios) 
Valor 
solicitado 
pela empresa 
para 
repactuação 
(MWmedios) 
Montante a 
ser 
repactuado 
(MWmedios) 
 
Data de 
início de 
postergação 
do prêmio 
 
Data de 
término de 
postergação 
do prêmio 
Data de 
término da 
repactuação 
Buriti 
25,12 
25,12 
25,12 
12,56 
1°/7/2016 
31/12/2020 
24/01/2027 
12,56 
- 
- 
Porto das Pedras 
22,78 
21,00 
21,00 
21,00 
1°/1/2017 
30/06/2021 
3/12/2033
PCH  Garantia Física
no centro de
gravidade
(MWmedios)  Valor
Contratado5
(MWmedios)  Valor
solicitado
pela empresa
para
repactuação
(MWmedios)  Montante a
ser
repactuado
(MWmedios)  Data de
início de
postergação
do prêmio  Data de
término de
postergação
do prêmio  Data de
término da
repactuação
Buriti  25,12  25,12  25,12  12,56  1°/7/2016  31/12/2020  24/01/2027
        12,56  -  -  
Porto das Pedras  22,78  21,00  21,00  21,00  1°/1/2017  30/06/2021  3/12/2033

Fl. 7 da Nota Técnica nº 87/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 15/03/2016 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
42. 
Diante do exposto, conclui-se que os pedidos da Empresa Energética Porto das Pedras S.A. e 
da Rio Sucuriú Energia S.A. para repactuação do risco hidrológico no ACR referente às PCHs Porto das Pedras 
e Buriti, reúnem condições de serem anuídos, nos termos desta Nota Técnica. 
VI. DA RECOMENDAÇÃO 
43. 
Recomenda-se a publicação de Despacho para anuir a repactuação do risco hidrológico da 
Empresa Energética Porto das Pedras S.A. e Rio Sucuriú Energia S.A. nas condições previstas nesta Nota 
Técnica. 
 
 
 
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR 
Especialista em Regulação 
 
 
RAFAEL COSTA RIBEIRO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
PAULO FÉLIX GABARDO 
Especialista em Regulação 
 
 
OTÁVIO RODRIGUEZ VAZ 
Especialista em Regulação 
 
De acordo: 
 
 
 
JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ 
Superintendente de Regulação Econômica e Estudos 
de Mercado 
CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA 
Superintendente de Regulação dos Serviços de 
Geração