VOTO 
PROCESSOS: 48500.005790/2014-19, 48500.005791/2014-63, 48500.005730/2014-04, 48500.005763/2014-46, 
48500.005764/2014-91, 
48500.005765/2014-35, 
48500.005766/2014-80, 
48500.005777/2014-60, 
48500.005778/2014-12, 
48500.005779/2014-59, 
48500.005780/2014-83, 
48500.005781/2014-28, 
48500.005776/2014-15, 
48500.005775/2014-71, 
48500.005783/2014-17, 
48500.005784/2014-61, 
48500.005785/2014-14, 
48500.005782/2014-72, 
48500.005762/2014-00, 
48500.005786/2014-51, 
48500.005787/2014-03, 48500.005788/2014-40 e 48500.005789/2014-94. 
INTERESSADOS: Canadian Solar Inc., Litran do Brasil Participações S.A., Fotowatio Renewable Ventures B. V., 
Rio Alto Energia Empreendimentos e Participações Ltda., Usina Fotovoltaica Inharé I S.A. e Renova Energia S.A.  
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração. 
ASSUNTO: Análise do requerimento de alteração do cronograma de implantação das Centrais Geradoras Solar 
Fotovoltaicas cujas energias delas provenientes foram comercializadas no Leilão de Energia de Reserva nº 08/2014. 
 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
Na Tabela 1 estão listados os empreendimentos cujos pleitos serão analisados neste voto.  
 
Tabela 1 - Informações referentes aos empreendimentos 
Central Geradora 
Solar Fotovoltaica 
(UFV) 
Titular da outorga 
Ato de 
Outorga 
PRT MME nº 
Potência 
Instalada 
(kW) 
Localização 
Códigos Únicos dos 
Empreendimentos de 
Geração  
(CEG) 
Vazante 11 
Vazante I Energias 
Renováveis S.A. 
184/2015 
30.000 
Vazante/MG 
UFV.RS.MG.032339-0.01 
Vazante 21 
Vazante II Energias 
Renováveis S.A. 
212/2015 
30.000 
Vazante/MG 
UFV.RS.MG.032340-3.01 
Vazante 31 
Vazante III Energias 
Renováveis S.A. 
226/2015 
30.000 
Vazante/MG 
UFV.RS.MG.032341-1.01 
Dracena 12 
Dracena I Parque Solar 
S.A. 
262/2015 
30.000 
Dracena/SP 
UFV.RS.SP.032.312-8.01 
Dracena 22 
Dracena II Parque Solar 
S.A. 
263/2015 
30.000 
Dracena/SP 
UFV.RS.SP.032.313-6.01 
Dracena 32 
Dracena III Parque Solar 
S.A. 
264/2015 
30.000 
Dracena/SP 
UFV.RS.SP.032.315-2.01 
Dracena 42 
Dracena IV Parque Solar 
S.A. 
265/2015 
30.000 
Dracena/SP 
UFV.RS.SP.032.315-2.01 
1  
Essas Autorizadas são controladas pela empresa Canadian Solar Inc. (Canadian Solar). 
2  
Essas Autorizadas são controladas pela empresa Litran do Brasil Participações S.A. a qual por sua vez é integrante do grupo Cobra (Cobra) 
 
\SCG\Voto\92adsp20161659_1
Central Geradora
Solar Fotovoltaica
(UFV)  Titular da outorga      Ato de
Outorga
PRT MME nº  Potência
Instalada
(kW)  Localização    Códigos Únicos dos  
                Empreendimentos de  
                Geração  
                (CEG)  
Vazante 11    Vazante I Energias    184/2015  30.000  Vazante/MG  UFV.RS.MG.032339-0.01    
    Renováveis S.A.              
Vazante 21    Vazante II Energias    212/2015  30.000  Vazante/MG  UFV.RS.MG.032340-3.01    
    Renováveis S.A.              
Vazante 31    Vazante III Energias    226/2015  30.000  Vazante/MG  UFV.RS.MG.032341-1.01    
    Renováveis S.A.              
Dracena 12    Dracena I Parque Solar    262/2015  30.000  Dracena/SP  UFV.RS.SP.032.312-8.01    
    S.A.              
Dracena 22    Dracena II Parque Solar    263/2015  30.000  Dracena/SP  UFV.RS.SP.032.313-6.01    
    S.A.              
Dracena 32    Dracena III Parque Solar    264/2015  30.000  Dracena/SP  UFV.RS.SP.032.315-2.01    
    S.A.              
Dracena 42    Dracena IV Parque Solar    265/2015  30.000  Dracena/SP  UFV.RS.SP.032.315-2.01    
    S.A.              
Central Geradora
Solar Fotovoltaica
(UFV)
Ato de
Outorga
PRT MME nº
Potência
Instalada
(kW)

Guaimbé 12 
Guaimbe I Parque Solar 
S.A. 
257/2015 
30.000 
Guaimbê/SP 
UFV.RS.SP.032.326-8.01 
Guaimbé 22 
Guaimbe II Parque Solar 
S.A. 
258/2015 
30.000 
Guaimbê/SP 
UFV.RS.SP.032.327-6.01 
Guaimbé 32 
Guaimbe III Parque Solar 
S.A. 
259/2015 
30.000 
Guaimbê/SP 
UFV.RS.SP.032328-4.01 
Guaimbé 42 
Guaimbe IV Parque Solar 
S.A. 
260/2015 
30.000 
Guaimbê/SP 
UFV.RS.SP.032329-2.01 
Guaimbé 52 
Guaimbe V Parque Solar 
S.A. 
261/2015 
30.000 
Guaimbê/SP 
UFV.RS.SP.032330-6.01 
FRV Massapê3 
Fotowatio do Brasil Projetos 
de Energias Renováveis 
Ltda. 
186/2015 
30.000 
Massapê/CE 
UFV.RS.CE.032325-0.01 
FRV Banabuiú3 
Fotowatio do Brasil Projetos 
de Energias Renováveis III 
Ltda. 
185/2015 
30.000 
Banabuiú/CE 
UFV.RS.CE.032324-1.01 
Solar Caetité 13 
Solar Caetité 1 S.A. 
141/2015 
29.970 
Caetité/BA 
UFV.RS.BA.032332-2.01 
Solar Caetité 23 
Solar Caetité 2 S.A. 
142/2015 
29.970 
Caetité/BA 
UFV.RS.BA.032333-0.01 
Solar Caetité 33 
Solar Caetité 3 S.A. 
178/2015 
29.970 
Caetité/BA 
UFV.RS.BA.032334-9.01 
Inharé 1 
Usina Fotovoltaica Inharé I 
S.A.(Inharé) 
177/2015 
30.000 
Santa 
Cruz/RN 
UFV.RS.RN.032331-4.01 
Coremas 14 
SPE Cesp Coremas I Ltda. 
177/2015 
30.000 
Coremas/PB 
UFV.RS.PB.032311-0.01 
Caetité I5 
Centrais Eólicas Itapua IV 
Ltda. 
246/2015 
29.750 
Caetité/BA 
UFV.RS.BA.032.335-7.01 
Caetité II5 
Centrais Eólicas Itapua IV 
Ltda. 
245/2015 
29.750 
Caetité/BA 
UFV.RS.BA.032.336-5.01 
Caetité IV5 
Centrais Eólicas Itapua V 
Ltda. 
244/2015 
29.750 
Caetité/BA 
UFV.RS.BA.032.337-3.01 
Caetité V5 
Centrais Eólicas Itapua V 
Ltda. 
243/2015 
10.500 
Caetité/BA 
UFV.RS.BA.032.338-1.01 
 
2. 
As Centrais Geradoras Solar Fotovoltaicas comercializaram energia no Leilão de Energia de 
Reserva n° 08/2014 (LER 08/2014). A energia desses empreendimentos equivale a 70% de toda a energia 
proveniente da fonte solar fotovoltaica comercializada nesse certame. 
 
3. 
Em 23/02/2016, as empresas qualificadas na Tabela 1 (correspondência6 s/n°), com exceção das 
controladas pela Renova, solicitaram alteração dos cronogramas de implantação dos respectivos empreendimentos, 
postergando a data de início da operação comercial e deslocamento das datas de início e término de suprimento 
dos correspondentes CER. 
 
3  
Essas Autorizadas são controladas pela empresa Fotowatio Renewable Ventures B. V. (Fotowatio) 
4  
Essa Autorizada é controlada pela empresa Rio Alto Energia Empreendimentos e Participações Ltda. (Rio Alto) 
5  
Essas Autorizadas são controladas pela empresa Renova Energia S.A. (Renova) 
6  
Correspondência s/nº, de 5 de fevereiro de 2016 (SIC 48513.003900/2016-00).
Guaimbé 12    Guaimbe I Parque Solar    257/2015  30.000  Guaimbê/SP      UFV.RS.SP.032.326-8.01
    S.A.              
Guaimbé 22    Guaimbe II Parque Solar    258/2015  30.000  Guaimbê/SP      UFV.RS.SP.032.327-6.01
    S.A.              
Guaimbé 32    Guaimbe III Parque Solar    259/2015  30.000  Guaimbê/SP      UFV.RS.SP.032328-4.01
    S.A.              
Guaimbé 42    Guaimbe IV Parque Solar    260/2015  30.000  Guaimbê/SP      UFV.RS.SP.032329-2.01
    S.A.              
Guaimbé 52    Guaimbe V Parque Solar    261/2015  30.000  Guaimbê/SP      UFV.RS.SP.032330-6.01
    S.A.              
FRV Massapê3    Fotowatio do Brasil Projetos    186/2015  30.000  Massapê/CE      UFV.RS.CE.032325-0.01
    de Energias Renováveis              
    Ltda.              
FRV Banabuiú3    Fotowatio do Brasil Projetos    185/2015  30.000  Banabuiú/CE      UFV.RS.CE.032324-1.01
    de Energias Renováveis III              
    Ltda.              
Solar Caetité 13  Solar Caetité 1 S.A.      141/2015  29.970  Caetité/BA      UFV.RS.BA.032332-2.01
Solar Caetité 23  Solar Caetité 2 S.A.      142/2015  29.970  Caetité/BA      UFV.RS.BA.032333-0.01
Solar Caetité 33  Solar Caetité 3 S.A.      178/2015  29.970  Caetité/BA      UFV.RS.BA.032334-9.01
Inharé 1    Usina Fotovoltaica Inharé I    177/2015  30.000    Santa    UFV.RS.RN.032331-4.01
    S.A.(Inharé)          Cruz/RN    
Coremas 14  SPE Cesp Coremas I Ltda.      177/2015  30.000  Coremas/PB      UFV.RS.PB.032311-0.01
Caetité I5    Centrais Eólicas Itapua IV    246/2015  29.750  Caetité/BA      UFV.RS.BA.032.335-7.01
    Ltda.              
Caetité II5    Centrais Eólicas Itapua IV    245/2015  29.750  Caetité/BA      UFV.RS.BA.032.336-5.01
    Ltda.              
Caetité IV5    Centrais Eólicas Itapua V    244/2015  29.750  Caetité/BA      UFV.RS.BA.032.337-3.01
    Ltda.              
Caetité V5    Centrais Eólicas Itapua V    243/2015  10.500  Caetité/BA      UFV.RS.BA.032.338-1.01
    Ltda.              

4. 
Em 22/03/2016, as empresas controladas pela Renova (correspondência7 s/n°) solicitaram adesão 
à solicitação protocolada pelas outras empresas, complementando8 a documentação apresentada em 13/04/2016. 
 
5. 
Em 26/04/2016, a SCG (Memorando9 n° 121/2016-SCG/ANEEL) solicitou análise da SRM em 
relação a proposta apresentada pelas interessadas e os possíveis rebatimentos nos contratos associados, o que foi 
respondido por meio da Nota Técnica10 n° 149/2016-SRM/ANEEL, de 08/06/2016. 
 
6. 
Em 30/05/2016, os processos foram, antecipadamente, a mim distribuídos na 21ª Sessão de Sorteio 
Público Ordinário de 2016. 
 
7. 
Em 16/06/2016, a SCG (Nota Técnica nº 408/2016-SCG/ANEEL) analisou os requerimentos 
apresentados pelas geradoras e apresentou sua recomendação. 
 
8. 
É o relatório. 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
9. 
Tratam-se das solicitações para alteração dos cronogramas de implantação, datas de início e 
término do suprimento estabelecido nos CER referentes às Centrais Geradoras Solar Fotovoltaicas cujas energias 
foram comercializadas no LER 08/2014 e estão discriminadas na Tabela 1. A energia desses empreendimentos 
equivale a 70% de toda a energia proveniente da fonte solar fotovoltaica comercializada nesse certame. Com a 
alteração proposta pretendem as interessadas, além de alterar os respectivos cronogramas de implantação desses 
empreendimentos, deslocar o período de suprimento de energia – com início, atualmente estabelecidas nos 
correspondentes CER como sendo o dia 1º/10/2017 – para dois anos à frente. Além disso, também solicitam que 
não sejam aplicadas quaisquer penalidades contratuais e regulatórias. 
 
10. 
As interessadas alegam que o pedido tem por fundamento a drástica mudança dos cenários 
macroeconômico global e político brasileiro ao longo do ano de 2015, culminando, assim, na ausência de formação, 
no Brasil, de uma cadeia produtiva especificamente voltada para o atendimento de setor solar fotovoltáico e na 
indisponibilidade de condições de financiamento competitivo para implantação dos empreendimentos. 
 
11. 
As empresas defendem que em meados do ano de 2014, quando habilitaram seus projetos técnicos 
e formularam suas propostas para participação no LER 008/2014, o fizeram considerando que os principais 
indicadores econômicos do país apontavam para a existência de um ambiente propício para investimentos, refletido 
na sua classificação como "grau de investimento” pelas principais agências internacionais especializadas (Standard 
& Poor's, Fitch e Moody’s). 
 
12. 
Todavia, aduzem as empresas, no início de 2015 ocorreu uma forte desaceleração da economia, 
com a deterioração de seus indicadores, além de uma excessiva desvalorização do real frente ao dólar, resultando 
no rebaixamento do país perante duas das principais agências internacionais de classificação de risco para o "grau 
especulativo” (Standard and Poor’s e Fitch). 
 
13. 
Assim, concluem que as mudanças dos cenários macroeconômico e político do país, 
impossibilitaram o desenvolvimento da cadeia produtiva, frustrando o acesso ao capital de custo competitivo, o qual, 
no Brasil, somente é oferecido pelo BNDES. Desta forma, os empreendimentos ficaram em uma situação totalmente 
7  
Correspondência s/nº, de 22 de março de 2016 (SIC 48513.007354/2016-00) e Correspondência s/nº, de 22 de março de 2016 (SIC 48513.007353/2016-00). 
8  
Correspondência s/nº, de 13 de abril de 2016 (SIC 48513.010034/2016-00) 
9  
Memorando n° 121/2016-SCG/ANEEL, de 26 de abril de 2016 (SIC 48524.004324/2016-00). 
10  Nota Técnica n° 149/2016-SRM/ANEEL, de 8 de junho de 2016 (SIC 48580.001180/2016-00).

dissonante daquela existente à época do LER 008/2014, posição essa que não teria decorrido de meros equívocos 
quanto às previsões feitas pelos empreendedores dentro de seu âmbito gerencial. 
 
14. 
As interessadas acreditam que os dois anos de postergação das datas de início de suprimento 
estabelecidas nos contratos de comercialização seriam suficientes para obter êxito nas negociações com o BNDES, 
a fim de conseguir financiar seus projetos com taxas competitivas, mesmo recorrendo à importação dos 
componentes, ou, ainda, numa reação do ambiente de investimento, baseada na possibilidade de retomada da 
economia, com a consequente formação da cadeia produtiva para atendimento do setor e/ou a desvalorização da 
moeda americana 
 
15. 
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. Logo, o acolhimento do risco está na natureza jurídica do PIE, conforme pode ser depreendido de 
sua definição dada no art. 11 da Lei nº 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. 
[...] 
 
16. 
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. 
 
17. 
Então, o que se pode observar, é que o reconhecimento do excludente de responsabilidade do caso 
em análise, poderia incentivar as empresas a relaxar no planejamento e gestão financeira, uma vez que poderiam 
evitar a aplicação de penalidades contratuais que justificariam até mesmo a revogação da outorga e a 
impossibilidade de contratação dessas empresas com a administração, repassando aos consumidores um risco 
intrínseco da figura do PIE. Dito de outra forma, aumentaria a probabilidade de incorrerem em risco moral, e é 
exatamente esse tipo de comportamento que o regulador deve evitar. 
 
18. 
O caso ora em análise não extrapola o âmbito da assunção da responsabilidade das interessadas 
uma vez que ao participarem por livre e espontânea vontade do LER 08/2014, assumiram que estavam cientes de 
todas as informações concernentes ao certame, inclusive, era de conhecimento geral, a inexistência, no Brasil, da 
cadeia produtiva para o setor solar fotovoltáico. Ainda assim, houve deságio médio de 17,73% nos lances 
submetidos no certame, relativamente ao valor estabelecido como preço teto, o que pode ter excluído empresas que 
teriam interesse em implantar as suas centrais geradoras a preços médios um pouco maiores. 
 
19. 
Para subsidiar essa análise, foi realizada reunião com Banco Nacional do Desenvolvimento 
Econômico e Social (BNDES), na qual foi informado que, atualmente, encontram-se cadastradas junto ao Banco, 
cinco empresas produtoras de módulos fotovoltaicos, na sua maioria voltadas para a geração distribuída, além 
dessas, existem várias outras empresas que se mostraram interessadas em ingressar nesta atividade. No entanto, é 
de conhecimento que a capacidade de fabricação de módulos fotovoltaicos no Brasil não consegue suprir toda a

demanda nos leilões, mesmo que se leve em consideração a capacidade de produção em potencial. Essa condição 
já era de amplo conhecimento quando da realização do LER 08/2014, o que deveria ter sido observado pelos 
participantes daquele certame. 
 
20. 
O Banco esclareceu ainda que, devido à falta da cadeia produtiva capaz de suprir toda a demanda 
brasileira, foi criado um plano diferenciado de financiamento para o setor solar fotovoltáico, o qual consiste em um 
incremento progressivo de conteúdo local, que em seu primeiro ciclo (de 2014 a dezembro de 2017) define como 
nacionalização obrigatória apenas o processo de montagem dos módulos e a fabricação das molduras dos painéis. 
Essas exigências, para efeitos de comparação, seriam equivalentes a um Índice de Nacionalização (IN) de 15% 
para financiar empreendimentos solares fotovoltaicos, o que demonstra uma flexibilização frente ao IN usualmente 
aplicado aos outros setores, que é de 60%. 
 
21. 
Portanto, observa-se que a cadeia produtiva no país está se desenvolvendo, talvez não na 
proporção esperada pelas interessadas, mas existe a formação desse setor, ainda que a capacidade produtiva 
nacional não consiga atender toda a demanda fixada nos leilões da referida fonte. Quanto à expectativa, de uma 
flexibilização nas condições de financiamento do BNDES, pode se concluir que os requisitos, atualmente 
estabelecidos, não exigem um grau elevado de nacionalização, facultando às empresas a utilização de 
equipamentos importados na implantação dos empreendimentos. 
 
II.1 – DA ANÁLISE DA PROPOSTA APRESENTADA  
 
22. 
A quantidade de energia oriunda das centrais geradoras, ora em análise, equivalente a 70% da 
energia contratada para a fonte solar fotovoltaica no LER 08/2014, equivale a 141,50 MWmédios, o que 
representa11 3,02% do total da energia de reserva comercializada até o momento. 
 
23. 
Para sustentar os seus pedidos de postergação, as interessadas encaminharam um estudo da 
empresa PSR Soluções e Consultoria em Energia, denominado de “Estudo de Impacto no Cronograma de Entrada 
das Usinas Solares do 6º Leilão de Energia de Reserva”. 
 
24. 
Utilizando o mecanismo de funcionamento da Energia de Reserva, a empresa PSR elaborou um 
estudo para mensurar o impacto do atraso de todas as centrais geradoras, ora em análise, o qual assim conclui:  
 
[...] 
(i)  Os cenários de atraso (1 ou 2 anos) nos projetos analisados neste estudo não trazem impactos 
significativos nos PLDs esperados para os próximos anos; 
 
(ii)  O atraso de 1 ano pode representar, em média, uma economia entre R$ 182 milhões (demanda 
alta) e R$ 206 milhões (demanda baixa); 
 
(iii)  O atraso de 2 anos pode representar, em média, uma economia entre R$ 367 milhões (demanda 
alta) e R$ 414 milhões (demanda baixa); e 
 
(iv)  A redução esperada para o encargo de energia de reserva é resultado da perspectiva de baixos 
PLDs para os próximos anos, explicado, essencialmente, pela redução brusca da demanda (que 
tem causa na diminuição do ritmo de crescimento da economia) e a perspectiva de sobre oferta no 
horizonte analisado em função da previsão de entrada em operação de diversas usinas que já 
foram contratadas. 
11  O total de energia contratada no período avaliado foi de 4.683,60 MWmédios.

[...] 
 
25. 
Segundo a SCG, é verdade que o cenário atual, e provavelmente no intervalo analisado, é de sobra 
de energia o que leva o valor do PLD para os seus patamares mais baixos, tendendo a gerar uma receita para os 
consumidores de Energia de Reserva, caso fossem deferidas as solicitações ora em análise. Entretanto, levando-se 
essa mesma análise ao limite, conclui-se que o mais lucrativo, do ponto de vista financeiro, seria que os 
consumidores de Energia de Reserva não tivessem que arcar com o custo desse tipo de energia. 
 
26. 
No entanto, a própria Superintendência, pondera, que o princípio da contratação da 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. Emulando, desta forma, um 
seguro cujo sinistro seria a falta de energia elétrica. 
 
27. 
Assim, conlcui a SCG que, se pelo prisma financeiro, a postergação poderia gerar uma economia 
para o consumidor de Energia de Reserva, o mesmo pode não se confirmar pelo viés da segurança do sistema. 
 
28. 
Diante dos fatos apresentados, tanto a SRM, quanto a SCG recomendaram o indeferimento da 
postergação do cronograma de implantação e início do suprimento das usinas ora em análise. 
 
29. 
Cabe ressaltar que o órgão responsável12 pela definição do montante de Energia de Reserva a ser 
contratada é o MME, assim, somente esse Ministério pode julgar a relação de custo benefício entre a postergação 
dos respectivos CER e a possível redução da segurança energética do Sistema Elétrico. 
 
30. 
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 deve ser 
indeferida, no âmbito da ANEEL. Podendo tais pleitos serem apresentados ao MME para análise sob a ótica do 
planejamento. 
 
31. 
Cabe ainda ponderar quanto à alegação das empresas Canadian Solar, Cobra, Fotowatio, Rio Alto, 
Inharé e Renova de que o não atendimento às suas demandas poderia levá-los à desistência dos projetos, isto é, a 
rescisão dos CER e a revogação das respectivas outorgas. 
 
32. 
Caso uma empresa comercialize energia oriunda de um empreendimento em leilão de energia e 
desista de implantá-lo, deve ser observada a existência sanções previstas nos editais dos respectivos certames, nos 
contratos de comercialização e na regulamentação da ANEEL. 
 
33. 
Destaco que a análise de excludente de responsabilidade ora discutida, não está abarcada no 
disposto no art. 4º13, 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. 
 
III. DIREITO 
12  Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, Art 6º - Para a realização dos leilões referidos no art. 1º, o Ministério de Minas e Energia definirá o montante total de Energia 
de Reserva a ser contratada, com base em estudos da Empresa de Pesquisa Energética - EPE. 
13 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.”

34. 
A análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: Lei 9.427/1996; Lei 
10.848/2004; REN n° 676/2015; REN n° 389/2009; Edital do Leilão de Energia de Reserva nº 08/2014. 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
35. 
Diante do exposto e do que consta dos Processos nos 48500.005790/2014-19, 48500.005791/2014-
63, 
48500.005730/2014-04, 
48500.005763/2014-46, 
48500.005764/2014-91, 
48500.005765/2014-35, 
48500.005766/2014-80, 
48500.005777/2014-60, 
48500.005778/2014-12, 
48500.005779/2014-59, 
48500.005780/2014-83, 
48500.005781/2014-28, 
48500.005776/2014-15, 
48500.005775/2014-71, 
48500.005783/2014-17, 
48500.005784/2014-61, 
48500.005785/2014-14, 
48500.005782/2014-72, 
48500.005762/2014-00, 
48500.005786/2014-51, 
48500.005787/2014-03, 
48500.005788/2014-40 
e 
48500.005789/2014-94, voto por: (i) indeferir os pleitos apresentados pelas empresas Canadian Solar, pela Cobra, 
pela Fotowatio, pela Rio Alto, Inharé e pela Renova para alteração dos cronogramas de implantação das Centrais 
Geradoras Solar Fotovoltaicas Vazante 1, Vazante 2, Vazante 3, Dracena 1, Dracena 2, Dracena 3, Dracena 4, 
Gaimbé 1, Gaimbé 2, Gaimbé 3, Gaimbé 4, Gaimbé 5, FRV Massapê, FRV Banabuiú, Solar Caetité 1, Solar Caetité 
2, Solar Caetité 3, Inharé 1, Coremas 1, Caetité I, Caetité II, Caetité IV e Caetité V; (ii) indeferir a solicitação para 
deslocar por dois anos as datas de início e término do suprimento previstas nos CER - decorrentes do LER 08/2014; 
(iii) não reconhecer excludente responsabilidade pelo atraso na implantação desses empreendimentos. 
 
Brasília, 21 de junho de 2016. 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor