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VOTO 
 
PROCESSO: 
48500.004485/2022-10, 
48500.005235/2020-35, 
48500.005615/2021-51, 
48500.005616/2021-03, 48500.005596/2021-62. 
INTERESSADAS: Âmbar Energia S.A., SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai Energia 
Ltda. 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
RESPONSÁVEL: Diretoria – DIR 
ASSUNTO: Requerimento Administrativo, com pedido de medida cautelar, interposto pelas 
empresas Âmbar Energia S.A., SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai Energia Ltda., 
com vistas à autorização para que as obrigações assumidas pelas Requerentes no âmbito do 
Procedimento Competitivo Simplificado – PCS nº 1/2021 sejam atendidas por meio da Usina 
Termelétrica – UTE Mário Covas. 
I. 
RELATÓRIO 
1. 
Em 25 de outubro de 2021, foi realizado o Procedimento Competitivo Simplificado – 
PCS sob a égide do Edital PCS nº 1/2021-ANEEL, nos termos das diretrizes estabelecidas por meio 
da Portaria nº 24, de 17 de setembro de 2021, da Ministério de Minas e Energia – MME, com amparo 
no artigo 4º da Medida Provisória nº 1.055, de 28 de junho de 2021, e na Resolução nº 4, de 9 de 
setembro de 2021, da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética – CREG, com 
início de suprimento pactuado para 1º de maio de 2022. 
2. 
As empresas Âmbar Energia S.A., SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai 
Energia Ltda. sagraram-se vencedoras do certame com energia proveniente das Usinas 
Termelétricas – UTEs EDLUX X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I, com capacidade instalada total de 
343,81 MW. As usinas foram outorgadas por meio das Resoluções Autorizativas nº 10.866 (UTE 
EDLUX X), nº 10.867 (UTE EPP II), nº 10.868 (UTE EPP IV) e nº 10.877 (UTE Rio de Janeiro I), todas 
datadas de 5 de novembro de 2021.

3. 
Em 28 de abril de 2022 as Interessadas protocolaram Requerimento Administrativo, 
com pedido de medida cautelar objetivando, in verbis: 
“Diante do exposto, as Requerentes pedem:  
(i) a concessão de medida cautelar para que o início do período de suprimento dos 
CERs firmados pelas Requerentes por ocasião do PCS n. 01/2021 seja deslocado (i.a) 
até a deliberação definitiva do pedido de mérito ou (i.b) até outubro de 2022, o que 
ocorrer primeiro, com o automático deslocamento do termo final do período de 
suprimento contratual por igual período; 
(ii) no mérito, a autorização para que as obrigações assumidas pelas Requerentes no 
âmbito do PCS n. 01/2021 sejam atendidas por meio da UTE Mário Covas; ou 
(iii) subsidiariamente, a exemplo do que se permitiu no caso da UTE William Arjona, 
a revogação formal da atual outorga da UTE Mário Covas e a imediata emissão de 
nova outorga para o empreendimento, permitindo-se que as obrigações assumidas 
pelas Requerentes no âmbito do PCS n. 01/2021 sejam atendidas com base nessa 
nova outorga; ou 
(iv) ainda subsidiariamente, a autorização para a alteração de características 
técnicas e de cronograma de implantação das UTEs Rio de Janeiro I, EDLUX X, EPP 
II e EPP IV, a fim de viabilizar a mudança da sua localidade para área contígua à da 
UTE Mário Covas.” 
4. 
Em 17 de maio de 2022, por meio do Despacho nº 1.336, a Diretoria Colegiada da 
ANEEL analisou o pedido de medida cautelar e decidiu, por unanimidade dos votantes, por: 
i) conhecer o Requerimento Administrativo com pedido de medida cautelar interposto 
pelas empresas Âmbar Energia S.A., SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 
Itaguai Energia Ltda., de forma a permitir cautelarmente que as obrigações 
assumidas pelas Requerentes no âmbito do PCS sejam atendidas por meio da UTE 
Mário Covas;

(ii) determinar, cautelarmente, que todas as condições operativas da UTE Mário 
Covas, especialmente potência instalada, montante de energia a ser gerado, 
sazonalização, devem ser estabelecidas comercialmente como perfeitamente 
equivalentes à operação conjunta das usinas originalmente ofertadas no PCS. Ainda, 
a UTE Mario Covas deverá operar com CVU de 616,03 R$/MWh, ICB de 1.594,84 
R$/MWh e Receita Fixa Unitária de 1.761,30 R$/MWh, mantidos os índices de 
atualização originais; e  
(iii) determinar, cautelarmente, que CCEE realize a contabilização e liquidação do 
Contrato de Energia de Reserva – CER relativo à usina, considerando que:  
(iii.a) a geração horária por ordem de mérito de que tratam as subcláusulas 6.3 
e 7.7.2 do CER, passível de ser remunerada por CVU, deve ser limitada à 
potência instalada original da usina multiplicada pelo fator de capacidade, com 
referência no centro de gravidade, incluindo perdas internas, com o desconto 
de eventual inflexibilidade contratual; e  
(iii.b) a obrigação de entrega horária e a inflexibilidade contratual devem 
permanecer as mesmas definidas originalmente no respectivo CER;  
(iv) determinar à Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração, à 
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração, à Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Geração e à Superintendência de Regulação Econômica 
e Estudos de Mercado a instrução do processo para posterior decisão do mérito. 
5. 
Na sequência, em 2 de junho de 2022, por meio do Despacho nº 1.476, lavrado pela 
Diretora-Geral Substituta, os efeitos do Despacho nº 1.336, de 2022, foram suspensos até o 
julgamento do definitivo do recurso administrativo interposto. 
6. 
Em atendimento parcial ao item (iv) do Despacho nº 1.336, a Superintendência de 
Concessões e Autorizações de Geração – SCG e a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de 
Geração – SFG emitiram a Nota Técnica nº 445/2022-SFG/SCG/ANEEL1, de 7 de junho de 2022, 
 
1 Documento SICNet nº 48524.007287/2022-00.

avaliando o mérito do item iv do pleito das Requerentes, que trata da alteração das características 
técnicas das UTE Rio de Janeiro I, EDLUX X, EPP II e EPP IV, a fim de viabilizar a mudança da sua 
localidade para área contígua à da UTE Mário Covas. 
7. 
Em sua conclusão, as Superintendências entenderam que “quanto ao pedido (iv) das 
Requerentes, o processo encontra-se em condições de ser deliberado pela Diretoria Colegiada da 
ANEEL, com vistas a indeferir o pleito de alteração de características técnicas das UTE EPP II, EPP IV, 
Edlux X e Rio de Janeiro I, tendo em vista o posicionamento da EPE. Contudo, se a Diretoria Colegiada 
adotar como fundamento o disposto no Parecer n° 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU, o impedimento 
apontado pela EPE estaria superado, portanto, não haveria óbices à aprovação do pleito.”   
8. 
É o que basta relatar. 
II. 
FUNDAMENTAÇÃO 
9. 
Trata-se de análise do pleito formulado pelas empresas Âmbar Energia S.A., SPE EPP 
II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai Energia Ltda. com vistas à autorização para a alteração 
de características técnicas e de cronograma de implantação das UTE Rio de Janeiro I, EDLUX X, EPP 
II e EPP IV, a fim de viabilizar a mudança da sua localidade para área contígua à da UTE Mário Covas. 
Os quadros a seguir, retirados da Nota Técnica nº 445/2022, resumem as alterações pretendidas: 
Usina 
Características 
Técnicas 
Projeto Autorizado 
Projeto Proposto 
UTE EPP II 
Localização 
Três Lagoas/MS 
Cuiabá/MT 
Coordenadas 
geográficas 
20°45'18.625"S  
51°39'38.891"O 
15°40'35.54"S 
56°1'12.01"O 
Nº de unidades 
geradoras 
1 
4 
Potência do UG (kW) 
112.902 
3x31.004 
1x26.490 
Potência instalada 
(kW) 
112.902 
119.502 
Combustível principal 
Gás natural 
Gás Natural 
UTE EPP IV 
Localização 
Macaé/RJ 
Cuiabá/MT 
Coordenadas 
geográficas 
22°24'0.389"S 
41°50'21.194"O 
15°40'31.95"S 
56°1'10.48"O 
Nº de unidades 
1 
11
Características
Técnicas  Projeto Autorizado
Localização  Três Lagoas/MS
Coordenadas
geográficas  20°45'18.625"S
51°39'38.891"O
Nº de unidades
geradoras  1
Potência do UG (kW)  112.902
Potência instalada
(kW)  112.902
Combustível principal  Gás natural
Localização  Macaé/RJ
Coordenadas
geográficas  22°24'0.389"S
41°50'21.194"O
Nº de unidades  1

Usina 
Características 
Técnicas 
Projeto Autorizado 
Projeto Proposto 
geradoras 
Potência do UG (kW) 
62.010 
2x26.490 
9x1.100 
Potência instalada 
(kW) 
62.010 
62.880 
Combustível principal 
Gás natural 
Gás Natural 
UTE Edlux X 
Localização 
Campo Grande/MS 
Cuiabá/MT 
Coordenadas 
geográficas 
20°32'37.559"S 
54°45'28.433"O 
15°40'30.79"S 
56° 1'13.20" 
Nº de unidades 
geradoras 
1 
46 
Potência do UG (kW) 
56.000 
13x1.100 
33x1.300 
Potência instalada 
(kW) 
56.000 
57.200 
Combustível principal 
Gás natural 
Gás Natural 
UTE Rio de Janeiro I 
Localização 
Itaguaí/RJ 
Cuiabá/MT 
Coordenadas 
geográficas 
24°43'51.925"S  
52°0'31.302"O 
15°40'34.51"S  
56° 1'14.66"O 
Nº de unidades 
geradoras 
1 
4 
Potência do UG (kW) 
112.902 
2x31.004 
2x26.490 
Potência instalada 
(kW) 
112.902 
114.988 
Combustível principal 
Gás natural 
Gás Natural 
 
Usina 
Sistema de Transmissão de Interesse Restrito 
UTE 
EPP II 
Outorgado 
Constituído de linha de transmissão com 6,0 Km de extensão, em 
138 kV, que interligará a UTE EPP II à SE Jupiá. 
Proposto 
Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 80 MVA cada, 
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá, 
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE 
Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138 
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a 
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras 
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito 
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE 
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora
Características
Técnicas  Projeto Autorizado
geradoras  
Potência do UG (kW)  62.010
Potência instalada
(kW)  62.010
Combustível principal  Gás natural
Localização  Campo Grande/MS
Coordenadas
geográficas  20°32'37.559"S
54°45'28.433"O
Nº de unidades
geradoras  1
Potência do UG (kW)  56.000
Potência instalada
(kW)  56.000
Combustível principal  Gás natural
Localização  Itaguaí/RJ
Coordenadas
geográficas  24°43'51.925"S
52°0'31.302"O
Nº de unidades
geradoras  1
Potência do UG (kW)  112.902
Potência instalada
(kW)  112.902
Combustível principal  Gás natural
Usina  Sistema de Transmissão de Interesse Restrito  
UTE
EPP II  Outorgado  Constituído de linha de transmissão com 6,0 Km de extensão, em
138 kV, que interligará a UTE EPP II à SE Jupiá.
  Proposto  Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 80 MVA cada,
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá,
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE
Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora

Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito 
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE 
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora 
Energisa MT. 
UTE 
EPP IV 
Outorgado 
Constituído de linha de transmissão com 17,0 km de extensão, em 
138 kV, que interligará a UTE EPP IV à SE Cabiunas. 
Proposto 
Constituído de um transformador 13,8/138 kV – 80 MVA ligado 
no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá, compartilhada entre 
a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE Edlux X e UTE Rio de 
Janeiro I, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito simples, 
de aproximadamente 6,8 km interligando a SE UTE Cuiabá até a 
SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras Eletronorte, uma 
linha de transmissão em 138 kV, circuito simples, de 
aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE Cuiabá até a SE 
CPA, sob responsabilidade da Distribuidora Energisa MT, e uma 
linha de transmissão em 138 kV, circuito simples, de 
aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE Cuiabá a SE 
Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora Energisa 
MT. 
UTE 
Edlux X 
Outorgado 
Constituído de Linha de Transmissão de 2,0 km de extensão, em 
138 kV, que interliga a UTE Edlux X à SE Imbirussu. 
Proposto 
Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 35 MVA cada, 
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá, 
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE 
Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138 
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a 
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras 
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito 
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE 
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora 
Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito 
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE 
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora 
Energisa MT. 
UTE 
Rio de 
Janeiro 
Outorgado 
Constituído de linha de transmissão com 2,0 km de extensão, em 
138 kV, que interligará a UTE Rio de Janeiro I à SE Zona Oeste. 
Proposto 
Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 80 MVA cada, 
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá, 
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE
    Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT.
UTE
EPP IV  Outorgado  Constituído de linha de transmissão com 17,0 km de extensão, em
138 kV, que interligará a UTE EPP IV à SE Cabiunas.
  Proposto  Constituído de um transformador 13,8/138 kV – 80 MVA ligado
no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá, compartilhada entre
a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE Edlux X e UTE Rio de
Janeiro I, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito simples,
de aproximadamente 6,8 km interligando a SE UTE Cuiabá até a
SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras Eletronorte, uma
linha de transmissão em 138 kV, circuito simples, de
aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE Cuiabá até a SE
CPA, sob responsabilidade da Distribuidora Energisa MT, e uma
linha de transmissão em 138 kV, circuito simples, de
aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE Cuiabá a SE
Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora Energisa
MT.
UTE
Edlux X  Outorgado  Constituído de Linha de Transmissão de 2,0 km de extensão, em
138 kV, que interliga a UTE Edlux X à SE Imbirussu.
  Proposto  Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 35 MVA cada,
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá,
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE
Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT.
UTE
Rio de
Janeiro  Outorgado  Constituído de linha de transmissão com 2,0 km de extensão, em
138 kV, que interligará a UTE Rio de Janeiro I à SE Zona Oeste.
  Proposto  Constituído de dois transformadores 13,8/138 kV – 80 MVA cada,
ligados no barramento de 138 kV da SE UTE Cuiabá,
compartilhada entre a UTE Cuiabá, UTE EPPII, UTE EPP IV, UTE

I 
Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138 
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a 
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras 
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito 
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE 
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora 
Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito 
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE 
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora 
Energisa MT. 
 
10. 
As Superintendências explicaram que em um primeiro momento o Operador 
Nacional do Sistema Elétrico – ONS indicou inviabilidade da conexão da UTE EPP II. Porém por meio 
da Carta CTA ONS DTA/SA 2022-DEA-0005, de 18 de maio de 2022, que revisou o Documento 
Equivalente de Acesso – DEA da usina, o ONS atestou viabilidade da conexão, desde que sejam 
realizadas substituições de equipamentos, conforme trecho a seguir: 
Em razão ao exposto, a conexão da UTE EPP II somente será possível com a 
substituição dos TCs nos terminais das LT 138 kV UTE Cuiabá – Várzea Grande 2 e LT 
138 kV UTE Cuiabá – CPA, por equipamentos com capacidade de operação 
equivalente ou superior a capacidade dos condutores das referidas linhas. 
11. 
Ademais, a conexão da UTE Cuiabá, por meio da qual ocorrerá a conexão das quatro 
usinas, se dá em três pontos (SE Coxipó, SE CPA e SE Várzea Grande) e dois deles estão sob 
responsabilidade da Concessionária de Distribuição Energisa MT. A esse respeito, consta do DEA 
emitido pelo ONS que a Distribuidora “deverá verificar a necessidade de adequação de instalações 
e equipamentos, bem como de eventuais reforços e/ou ampliações na rede elétrica de sua 
responsabilidade, que possa ser causada pela conexão dessas usinas e pela sua operação integrada 
no sistema de transmissão.” 
12. 
De modo a atender esse requisito, em 6 de junho de 2022, as Requerentes 
protocolaram na ANEEL o Parecer de Acesso ENERGISA EMT nº 002/2022, que atesta viabilidade de 
conexão das usinas, conforme a seguir transcrito:
I    Edlux X e UTE Rio de Janeiro I, uma linha de transmissão em 138
kV, circuito simples, de aproximadamente 6,8 km interligando a
SE UTE Cuiabá até a SE Coxipó, sob responsabilidade da Eletrobras
Eletronorte, uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 12,7 km interligando a SE UTE
Cuiabá até a SE CPA, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT, e uma linha de transmissão em 138 kV, circuito
simples, de aproximadamente 13,3 km interligando a SE UTE
Cuiabá a SE Várzea Grande, sob responsabilidade da Distribuidora
Energisa MT.

As análises desenvolvidas pela ENERGISA MATO GROSSO e pelo Acessante garantem 
que o acesso ao sistema será feito de maneira adequada desde que sejam 
executadas as obras listadas no subitem 4.1 e atendido os requisitos listados nos 
itens 7,8,9,10,11 e 12 deste Parecer de Acesso.  
As obras do subitem 4.1.3 (obras na rede de distribuição) são as obras na rede de 
distribuição que serão executadas pelo Acessante, sendo que estas obras deverão ser 
posteriormente incorporadas para a distribuidora conforme resolução vigente da 
ANEEL.  
As obras do item subitem 4.1.4 (instalações de conexão de uso exclusivo) são as 
instalações de interesse exclusivo de responsabilidade da UTE EPP envolvidas para 
possibilitar o escoamento pleno da potência gerada. 
 A responsabilidade de custos na execução destas obras deve ser estabelecida 
conforme a legislação da ANEEL, notadamente da Resolução n° 506/2012. 
13. 
Portanto, considerando que o ONS indicou viabilidade da conexão das UTE EPP II, EPP 
IV, Edlux X e Rio de Janeiro I e que foi apresentado documento de acesso válido por parte da 
Concessionária de Distribuição corroborando com a avaliação do Operador, a alteração do ponto de 
conexão e do sistema de transmissão de interesse restrito aqui avaliada está, segundo esses critérios 
e de acordo com a avaliação das áreas técnicas, apta a ser aprovada. 
14. 
A análise da SCG e da SFG também contemplou os documentos de qualificação 
técnica das Requerentes, conforme as exigências do artigo 14 da Resolução Normativa nº 876, de 
10 de março de 2020. Tais exigências foram atendidas, conforme se constata no Quadro 4 da Nota 
Técnica das Superintendências. 
15. 
Ainda, em razão de as Requerentes terem comercializado energia no Procedimento 
Competitivo Simplificado – PCS nº 1/2021-ANEEL, deve-se observar o que determina tanto o Edital 
quanto a Portaria que estabeleceram as diretrizes do referido Mecanismo. 
16. 
O Edital do PCS nº 1/2021-ANEEL traz a possibilidade de solicitação de alteração de 
características técnicas para empreendimentos que se consagrem vencedores do Certame, desde

que mantido o prazo de entrega de energia e algumas outras diretrizes, conforme observa-se a 
seguir: 
14.10 Poderá ser solicitada à ANEEL a alteração das características técnicas de 
empreendimento que se sagre vencedor, após a assinatura do CER, mantido o prazo 
contratual de entrega de energia, observado o disposto no § 2º do art. 4º da Portaria 
Normativa MME nº 24/2021, desde que: 
a) a conexão ao SIN seja realizada a partir dos Submercados Sudeste/Centro-
Oeste ou SUL; 
b) não implique redução da potência instalada; 
c) não comprometa o compromisso de entrega de potência e de energia associada 
pactuado contratualmente; 
d) não implique em atraso do início de suprimento; 
e) não implique aumento da receita fixa ou variável negociadas; 
f) não altere o combustível principal e nem o CVU; 
g) não altere a inflexibilidade; 
h) não implique em violação das condições estabelecidas no art. 9º da Portaria 
Normativa MME nº 24/2021. 
14.10.1 Os custos adicionais das instalações de conexão serão de responsabilidade do 
titular da AUTORIZAÇÃO. 
14.10.2 O CER será aditivado para refletir eventuais alterações de características 
técnicas que impliquem redução da receita fixa e/ou da receita variável negociadas. 
14.10.3 As alterações deverão estar em conformidade com o licenciamento 
ambiental. 
17. 
Ressalto primeiramente o item “14.10, a)” do Edital, que permite alteração de 
localidade das usinas veiculadas no PCS, desde que mantenham sua conexão ao SIN por meio dos 
Submercados Sudeste/Centro-Oeste ou Sul. Essa condição é atendida no pleito em tela, uma vez

que as UTEs Rio de Janeiro I, EDLUX X, EPP II e EPP IV, antes previstas para serem instaladas nos 
estados de Mato Grosso do Sul e Rio de Janeiro, agora se localizarão no município de Cuiabá, estado 
de Mato Grosso, parte do Submercado Sudeste/Centro-Oeste. 
18. 
A Portaria Normativa nº 24/GM/MME/2021 também versa sobre a possibilidade de 
alteração de características técnicas: 
Art. 4º A autorização para implantar e explorar os empreendimentos novos de 
geração será emitida pela Aneel. 
[...] 
§ 2º Os empreendedores poderão alterar as características técnicas das Usinas, após 
a assinatura do CER, desde que as modificações: 
I - não alterem o Submercado constante no art. 3º, § 4º; 
II - não impliquem redução da potência instalada; 
III - não comprometam os compromissos de entrega de energia associada 
pactuados contratualmente; 
IV - não impliquem atraso do início de suprimento; 
V - não impliquem aumento da receita fixa ou variável negociadas; 
VI - não alterem o combustível principal da Usina; 
VII - não alterem o CVU vinculado ao combustível principal da Usina; 
VIII - não alterem a inflexibilidade da Usina; e 
IX - não impliquem violação das condições estabelecidas no art. 9º, a ser 
verificado pela Aneel em consulta à Empresa de Pesquisa Energética - EPE. 
19. 
Destaco primeiramente o inciso V da Portaria Normativa nº 24, de 2021, que trata da 
vedação ao aumento de receita fixa ou variável. Sobre esse ponto, tanto a Portaria Normativa 
quanto o Edital do PCS indicam que as alterações de características técnicas não podem implicar em 
aumento da receita fixa ou variável negociadas. Assim, tendo em vista que toda a energia entregue 
pelas usinas deve ser liquidada no âmbito do CER e que a parcela variável da receita de venda

remunera a geração das usinas na ordem de mérito, conforme inciso II do § 1º do artigo 5º2, conclui-
se que o aumento da potência da usina poderá implicar no aumento da receita variável negociada 
no PCS, o que é expressamente vedado tanto pela Portaria Normativa nº 24, de 2021, quanto pelo 
Edital. 
20. 
Em caso similar, a SCG e a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de 
Mercado – SRM se manifestaram por meio da Nota Técnica nº 173/2022–SCG-SRM/ANEEL3, de 8 de 
março de 2022, concluindo ser possível a ampliação de potência, desde que se limite a geração 
passível de ser remunerada pelo CVU: 
17. Do exposto, conclui-se que, para que seja possível a ampliação da capacidade 
instalada das UTE Karkey 013, UTE Karkey 019, UTE Porsud I e UTE Porsud II que não 
implique em aumento da receita variável negociada no âmbito do PCS, é necessário 
que, no âmbito da contabilização e liquidação da energia gerada pelas usinas, a CCEE 
limite a geração horária da usina passível de ser remunerada por CVU, de que tratam 
as subcláusulas 6.3 e 7.7.2 do CER, a teto igual à potência instalada original da usina 
multiplicada pelo fator de capacidade, com referência no centro de gravidade, 
incluindo perdas internas, com o desconto de eventual inflexibilidade contratual 
horária. Além disso, a obrigação de entrega de que trata a subcláusula 6.2 e a 
inflexibilidade contratual da usina devem permanecer sendo as mesmas definidas 
originalmente no contrato. 
21. 
Em seguida, na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, realizada em 14 de março 
de 2022, tal entendimento foi confirmado, conforme se depreende do Voto da ilustre relatora, 
Diretora Elisa Bastos Silva: 
20. Após análise complementar, a SCG e a SRM concluíram que seria oportuno 
facultar ao agente gerador aumentar a capacidade instalada da usina, desde que não 
ocorra aumento da receita variável. Segundo as áreas técnicas “feita essa limitação 
 
2 “II - parcela variável, relativa à geração da Usina na ordem de mérito, expressa em MWh, por período de 
comercialização, remunerada ao Custo Variável Unitário - CVU da Usina, atualizado mensalmente, nos termos da 
Portaria n° 42/GM/MME, de 1° de março de 2007.” 
3 Documento SICNet nº 48524.002514/2022-00.

na receita variável, o consumidor que arcará com os custos do PCS não terá que pagar 
mais receita variável em razão da ampliação da usina. Já do ponto de vista do agente 
gerador, pode ser vantajoso aceitar a limitação da receita variável, tendo em vista os 
custos envolvidos com a alteração da capacidade instalada da usina”. 
21. Para isso, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) deverá ajustar 
as regras de comercialização transitórias utilizadas para a contabilização e liquidação 
do Contrato de Energia de Reserva (CER) celebrado por essas usinas, a fim de limitar 
a receita variável da usina por meio da limitação do montante de geração horária 
(Gh) passível de remuneração pelo Custo Variável Unitário (CVU). 
22. No intuito de limitar a receita variável, a máxima geração horária da usina a ser 
remunerada por CVU, de que tratam as subcláusulas 6.3 e 7.7.2 do CER, deve ser 
limitada à potência original da usina multiplicada pelo fator de capacidade, com 
referência no centro de gravidade, incluindo perdas internas, com o desconto de 
eventual inflexibilidade contratual. 
23. A obrigação de entrega da usina (variável OBE da subcláusula 6.2 do CER) também 
deve continuar sendo calculada com base na potência originalmente outorgada; pois, 
caso contrário, a eventual ampliação da potência da usina poderia resultar em um 
valor de obrigação de entrega superior à máxima geração horária da usina a ser 
remunerada (subcláusula 7.7.2). Pelas mesmas razões, a inflexibilidade contratual da 
usina, em MWh, deve permanecer a mesma definida no anexo dos contratos, 
considerando o percentual de comprometimento original da usina, conforme os 
resultados do PCS.  
24. Considerando esses ajustes propostos, encaminho por acatar a recomendação 
das áreas técnicas de deferimento da alteração da potência instalada das usinas. 
22. 
Portanto, considerando o entendimento pacificado pela Diretoria Colegiada da 
ANEEL, avalio que o pleito de ampliação de potência instalada e alteração da configuração das 
unidades geradoras das UTE EPP II, EPP IV, Edlux X e Rio de Janeiro I deve ser aprovado, desde que

(i) cumpridos os requisitos normativos vigentes, e (ii) não haja alteração da receita variável 
comercializada no PCS. 
23. 
Verifica-se, também, que o inciso IV da Portaria Normativa do MME veda alterações 
de características técnicas que impliquem em atraso do início de suprimento. A esse respeito, as 
áreas técnicas entenderam que, tendo em vista que a alteração da localização dos 
empreendimentos aparentemente não é a causa do atraso na implantação, mas é consequência 
dele, como tentativa de viabilização dos empreendimentos, entende-se que o inciso IV da Portaria 
não é afrontado pelo pedido das Interessadas. 
24. 
Por fim, o inciso IX do artigo 4º da Portaria Normativa nº 24 prevê a manifestação da 
Empresa de Pesquisa Energética – EPE quanto ao cumprimento das condições estabelecidas no 
artigo 9º do mesmo regulamento. A EPE foi consultada por meio do Sistema de Acompanhamento 
de Empreendimentos Geradores de Energia Elétrica – AEGE e se manifestou desfavoravelmente às 
alterações propostas:  
8- Por fim, em 06/06/2022, o empreendedor protocolou no sistema AEGE o Parecer 
de Acesso emitido pela Distribuidora ENERGISA MATO GROSSO. Nesse documento, a 
distribuidora apresenta suas considerações sobre o acesso das UTE Rio de Janeiro I, 
UTE EPP II, UTE EPP IV e UTE EDLUX X no barramento de 138kV da SE UTE Cuiabá e 
reitera, dentre outros aspectos, a indicação de sobrecarga em regime normal de 
operação no Banco de Capacitor Série (BCS) da LT 500 kV Ribeirãozinho – Rio Verde 
Norte C3, o que sujeitará as usinas Rio de Janeiro I, EPP II, EPP IV e EDLUX X a restrição 
de geração de forma total ou parcial, a depender do cenário hidrológico e o montante 
excedente de escoamento de energia elétrica da região. 
9 – Tendo em vista que tanto o ONS quanto a Distribuidora indicam restrição de 
escoamento total ou parcial das UTEs Rio de Janeiro I, EPP II, EPP IV e EDLUX X em 
regime normal de operação, a EPE entende que não pode acatar as alterações de 
características técnicas solicitadas pelo empreendedor. 
25. 
Considerando que um dos critérios para aprovação das alterações de características 
técnicas é justamente a manifestação da EPE, que se posicionou desfavoravelmente por conta da

eventual restrição de geração em regime normal de operação, tal restrição infringiria também o 
inciso III da Portaria Normativa MME nº 24/2021, uma vez que afetaria o compromisso de entrega 
de energia pactuada no PCS. 
26. 
A esse respeito, observa-se dos documentos de acesso apresentados que mesmo 
atestando a possibilidade de conexão das quatro usinas, o ONS de fato apontou algumas restrições 
de escoamento: 
Nas simulações foram monitorados os carregamentos e as tensões nos elementos do 
sistema de transmissão da região do presente acesso, tanto em condições normais de 
operação, quanto em emergências simples em conformidade com o Submódulo 2.3. 
Portanto, as usinas ficarão sujeitas a restrição de geração, sendo essa avaliação de 
risco responsabilidade do agente de geração. 
Os resultados mostraram que a entrada em operação das UTEs EPP II, EPP IV, Rio de 
Janeiro I e Edlux X, na SE UTE Cuiabá, totalizado 343,81 MW de potência injetada, 
provocará sobrecarga no banco de capacitor série -BCS da LT 500 kV Ribeirãozinho – 
Rio Verde Norte C3, principalmente no período úmido, patamar de carga leve, e em 
cenários de elevada geração hidráulica na região. 
Em razão do exposto, visando evitar sobrecarga no BCS da LT 500 kV Ribeirãozinho – 
Rio Verde Norte (C3), as UTEs EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X estarão sujeitas 
a restrição parcial ou total de geração. 
Adicionalmente, em cenários de despacho elevado na UTE Cuiabá e nas UTEs EPP II, 
EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X, para evitar as sobrecargas inadmissíveis na LT 138 
kV UTE Cuiabá – Coxipó, também será necessário utilizar como recurso de controle de 
fluxo de potência ativa na região o comutador de tape dos transformadores 
defasadores (VDTD5-01 e VDTD5-02 138/138 kV – 2 x 150/180 MVA) da SE Várzea 
Grande 2, de propriedade da Empresa de Transmissão Várzea Grande S.A. – ETVG.

Dessa forma, caso a medida operativa de variação do tape dos transformadores 
defasadores da SE Várzea Grande 2 não possa ser adotada, as UTEs EPP II, EPP IV, 
Rio de Janeiro I e Edlux X estarão sujeitas a restrição parcial ou total de geração. 
Dessa forma, em cenários de elevado FMT, havendo a violação dos limites máximos 
estabelecidos nos relatórios das Diretrizes para Operação Elétrica com Horizonte 
Quadrimestral [q], poderá ser realizada a medida operativa de bay-pass prévio de até 
02 (dois) BCS da LT 230 kV Barra do Peixe – Rio Verde C1, reduzindo o carregamento 
deste circuito, reduzindo o carregamento deste circuito. 
Isto posto, caso a medida operativa supracitada não seja adotada as UTEs EPP II, EPP 
IV, Rio de Janeiro I e Edlux X estarão sujeitas a restrição parcial ou total de geração. 
27. 
Conforme citado, ao proceder sua análise no AEGE, a EPE não recomendou a 
aprovação do pleito de alteração de características técnicas das usinas, exclusivamente, em razão 
da restrição de escoamento apontada pelo ONS e pela Energisa MT. A análise pautou-se4, de acordo 
com a EPE, no disposto no inciso XI do artigo 9º da Portaria MME nº 24/2021: 
Art. 9º Conforme avaliação da EPE, não poderão participar do Procedimento 
Competitivo Simplificado de 2021 os seguintes empreendimentos de geração: 
[...] 
XI - que não atendam às condições para Cadastramento estabelecidas por esta 
Portaria ou outras disposições aplicáveis; e 
28. 
Tal dispositivo remete ao fato de haver impedimento para as condições de 
cadastramento dos empreendimentos. Ou seja, por conta da questão impeditiva apontada, as 
usinas não poderiam ser cadastradas para participação no PCS. 
29. 
A meu ver, há incoerência na posição manifestada pela EPE no presente caso. Não é 
razoável supor que condições não exigidas para cadastramento de empreendimentos no PCS sejam 
exigidas quando da solicitação de alteração de características técnicas. Ainda mais quando se 
 
4 Conforme informação da EPE em reunião realizada em 6 de junho 2022.

observa que a solicitação de alteração em questão visa viabilizar a implantação das usinas, para 
atendimento dos objetivos dispostos na concepção do PCS. 
30. 
O inciso XI da Portaria, utilizado pela EPE para fundamentar sua análise quanto ao 
escoamento de energia, é claro ao estabelecer que a análise deve remeter às “condições para 
Cadastramento estabelecidas”. Considero não razoável que as “outras disposições aplicáveis” 
mencionadas no inciso sejam interpretadas como condições não definidas quando da concepção do 
PCS e, portanto, não exigidas dos agentes que participaram do Certame. 
31. 
Sobre esse ponto, tramita nesta Agência processo para avaliar situação idêntica de 
outros projetos5, que foram devidamente cadastrados pela EPE no PCS e que se sagraram 
vencedores do Certame. A análise das áreas técnicas sobre as consequências de restrição de 
escoamento de usina do PCS em regime normal de operação consta da Nota Técnica nº 17/2022–
SFG-SRG-SRT-SRM-SRD/ANEEL, de 14 de fevereiro de 20226. 
32. 
Considerando que se trata de questão interpretativa do § 10 do artigo 3º da Portaria 
MME nº 24, foi solicitada análise jurídica à Procuradoria Geral, que foi realizada por meio do Parecer 
nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU7, de 18 de março de 2022. A conclusão do Parecer foi que: 
Diante do exposto, considerando a interpretação finalística da norma, opina-se no 
sentido de que o § 10 do artigo 3º da Portaria Normativa MME n. 24/2021 não impede 
a liberação da operação comercial de empreendimento de geração com restrição 
parcial de escoamento, porém, as eventuais restrições de escoamento ocorridas no 
curso do contrato afetam a receita de venda devida ao gerador na proporção da 
restrição. 
33. 
Registro que essa questão foi trazida na 13ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, 
realizada em 19 de abril de 2022, por ocasião da análise de alteração da outorga referente aos 
sistemas de transmissão de interesse restrito da UTE Povoação 1, que culminou no Despacho nº 
1.033, de 19 de abril de 2022. Na oportunidade, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu autorizar a 
 
5 Usinas Termelétricas Povoação 1, Luiz Oscar Rodrigues Melo e Viana 1. 
6 Documento SICNet nº 48532.000743/2022-00. 
7 Documento SICNet nº 48516.000744/2022-00.

alteração de características técnicas da usina, dado que a análise quanto a interpretação do § 10 do 
artigo 3º da Portaria do MME seguiria de forma separada. 
34. 
A esse respeito, destaco que na citada deliberação, apresentei voto divergente, em 
que apresentei tese contrária à disposta no Parecer da Procuradoria, concluindo por negar o pleito 
formulado pelas Requerentes. No entanto, considerando a decisão da Diretoria, em que minha 
posição foi vencida, em respeito ao Princípio da Colegialidade e em reverência à soberania das 
decisões tomadas por meus colegas Diretores após exaustivo debate, entendo que o 
posicionamento adotado no caso da UTE Povoação 1 também deve ser aplicado ao processo em 
tela.  
35. 
Quanto ao cronograma de implantação das usinas, as requerentes indicaram que 
caso a ANEEL opte por acolher apenas o segundo pleito subsidiário, referente à alteração de 
localização das usinas para o município de Cuiabá, no estado de Mato Grosso, os empreendimentos 
entrariam em operação até 29 de julho de 2022, conforme cronograma a seguir exposto: 
Marcos 
Cronograma 
Proposto 
Obtenção de Licença Ambiental 
18/03/2022 
Comprovação de celebração de instrumento contratual de fornecimento de 
equipamentos eletromecânicos ou “EPC” 
18/04/2022 
Comprovação de celebração de instrumento contratual de fornecimento de 
combustível 
01/07/2022 
Início das obras civis das estruturas 
21/03/2022 
Início da montagem eletromecânica das unidas geradoras 
05/05/2022 
Início das obras do Sistema de Transmissão de Interesse Restrito 
06/06/2022 
Conclusão da montagem eletromecânica das unidades geradoras 
21/06/2022 
Início da operação em teste 
15/07/2022 
Início da operação comercial 
29/07/2022 
 
36. 
Sobre esse tema, destaco informações apresentadas pela Secretaria de Energia 
Elétrica – SEE do MME na 266ª Reunião Ordinária do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – 
CMSE, realizada em 1º de junho de 2022. Segundo a SEE, dos 17 empreendimentos do PCS, 1 está 
concluído, 3 estão em fase de testes, 12 estão em obras e apenas 1 usina teve seu processo de 
implantação interrompido. Ainda de acordo com a SEE, as UTEs EDLUX X, EPP II, EPP IV e Rio de
Marcos  Cronograma
Proposto
Obtenção de Licença Ambiental  18/03/2022
Comprovação de celebração de instrumento contratual de fornecimento de
equipamentos eletromecânicos ou “EPC”  18/04/2022
Comprovação de celebração de instrumento contratual de fornecimento de
combustível  01/07/2022
Início das obras civis das estruturas  21/03/2022
Início da montagem eletromecânica das unidas geradoras  05/05/2022
Início das obras do Sistema de Transmissão de Interesse Restrito  06/06/2022
Conclusão da montagem eletromecânica das unidades geradoras  21/06/2022
Início da operação em teste  15/07/2022
Início da operação comercial  29/07/2022

Janeiro I estão com percentual de realização física de 49%, e possuem previsão de entrada em 
operação comercial em outubro de 2022. 
37. 
Tendo em vista o pedido de alteração da localização das usinas, foi demandado pela 
SFG que Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados de Mato Grosso – AGER 
realizasse ação de fiscalização presencial no âmbito das atividades descentralizadas pela ANEEL, 
para a verificação da situação fática de construção desses empreendimentos na localidade 
pretendida. O resumo dos achados consta do Ofício nº 01081/2022/SRE/AGER8, de 27 de maio de 
2022, e indica que as obras foram iniciadas e que a data estimada para conclusão, conforme 
cronograma do empreendedor, é 19 de junho de 2022, diferente9, portanto, da data descrita na 
apresentação da SEE e da data estabelecida pela SFG no Relatório Ralie10 – Acompanhamento da 
Expansão da Geração de maio de 2022, qual seja, 31 de outubro de 2022. 
38. 
Isso posto, pelos argumentos apresentados e com base no disposto na Nota Técnica 
nº 445/2022-SFG/SCG/ANEEL e no Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU, entendo como 
adequada a alteração de características técnicas das UTE EPP II, EPP IV, Edlux X e Rio de Janeiro I, 
nos termos detalhados nos Quadros 2 e 3 da citada Nota Técnica. 
39. 
Reforço que a conexão das usinas é de inteira responsabilidade dos Agentes 
Autorizados, não podendo ser caracterizado como excludente de responsabilidade qualquer 
restrição ou indisponibilidade relacionada ao escoamento das Usinas, conforme definido no § 9º do 
artigo 3º da Portaria Normativa nº 24/GM/MME, de 17 de setembro de 2021: 
§ 9º A conexão da Usina e a contratação dos montantes de uso junto à distribuição 
ou transmissão são de inteira e exclusiva responsabilidade do vendedor, não 
caracterizando qualquer excludente de responsabilidade no caso de restrições ao 
escoamento ou de indisponibilidade da conexão necessária para sua operação 
comercial. 
 
8 48513.014628/2022 
9 A previsão da ANEEL pode divergir do prazo informado pelo Empreendedor, pois, além da própria informação do 
empreendedor, a ANEEL leva em consideração outros fatores, como o tempo de construção e o estágio da obra. 
10 Disponível em https://www.gov.br/aneel/pt-br/centrais-de-conteudos/relatorios-e-indicadores/geracao. Consulta 
realizada em 26 de maio de 2022.

40. 
Assim, o pedido de alteração de características técnicas ora em análise, se deferido 
pela Diretoria Colegiada da ANEEL, não pode ser utilizado pelas Requerentes como fundamentação 
para pedido de excludente de responsabilidade por atraso na implantação das usinas. Ainda, 
eventuais restrições de escoamento da energia a ser gerada pelas usinas deverá implicar redução 
da receita dos Agentes, na mesma proporção. 
III. 
DIREITO 
41. 
A legalidade da decisão em sede cautelar encontra amparo principalmente nos 
seguintes dispositivos Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; Lei nº 10.848, de 15 de março de 
2004; Despacho nº 4.332, de 20 de novembro de 2009; Resolução Normativa nº 583, de 22 de 
outubro de 2013; Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020; Portaria MME 
24/GM/MME, de 2021 e Edital do PCS nº 01/2021; CER nº 448/21, nº 449/21, nº 458/21, nº 453/21, 
nº 459/21 e nº 460/21; e Parecer nº 00070/2022/PFANEEL/PGF/AGU. 
IV. 
DISPOSITIVO 
42. 
Com base no exposto e no que consta do Processo nº 48500.004485/2022-10, voto 
por conhecer o Requerimento Administrativo apresentado pelas empresas Âmbar Energia S.A., SPE 
EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguai Energia Ltda. e, no mérito, deferir o pleito de 
alteração de características técnicas das UTE EPP II, EPP IV, Edlux X e Rio de Janeiro I, conforme 
detalhado nos Quadros 2 e 3 dispostos na Nota Técnica nº 445/2022-SFG/SCG/ANEEL, de 7 de junho 
de 2022. 
Brasília, 7 de junho de 2022. 
(assinatura digital) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor