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VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001284/2021-80 
INTERESSADOS: Santa Vitoria do Palmar Energias Renováveis S.A. I a XII, consumidores de energia elétrica 
e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). 
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz 
RESPONSÁVEIS: Superintendências de Regulação da Geração (SRG) e de Regulação Econômica e Estudos 
de Mercado (SRM) 
ASSUNTO: Requerimentos Administrativos apresentados pela Santa Vitoria do Palmar Energias 
Renováveis S.A. com vistas à apuração de restrição de operação por constrained-off de usinas eólicas. 
 
I. 
RELATÓRIO 
A discussão sobre apuração de restrição de operação e pagamento por constrained-off de 
usinas eólicas é matéria de alta complexidade, relevante às discussões de desenho de mercado por conta 
da maior penetração de fonte renováveis não despacháveis na matriz elétrica brasileira e, por certo, 
desafiadora à Agência no exercício de seu papel de entidade reguladora do setor elétrico brasileiro. 
2. 
A matéria esteve em pauta, de forma organizada e estruturada, pela primeira vez, nos idos 
de 2014, quando se discutia as regras de comercialização para o ano seguinte. A Resolução Normativa 
(REN) nº 637, de 2014, fez determinação expressa em seu art. 2º para que “A Câmara de Comercialização 
de Energia Elétrica – CCEE deverá publicar, até 31 de dezembro de 2014, as Regras de que trata o art. 1º, 
considerando as alterações que constam da Nota Técnica nº 123/2014–SEM/ANEEL, de 03 de dezembro 
de 2014. 
3. 
A abordagem remissiva da norma, nos leva ao posicionamento técnico da extinta 
Superintendência de Estudos de Mercado (SEM), mais precisamente à Seção III.1, denominada “Do 
Encargo de Constrained-Off por Restrição de Operação para usinas não hidráulicas”. (fl. 4 da Nota Técnica 
nº 123/2014-SEM/ANEEL, de 3/12/2014)

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4. 
Por sua vez, as subseções III.1.1 e III.1.3 nos trazem informações esclarecedoras, pois, são 
dois os posicionamentos regulatórios emblemáticos a respeito da apuração e pagamento de restrição de 
operação por constrained-off de usinas eólicas. 
5. 
Primeiro é claramente dito sobre a viabilidade de cálculo, mas também verdade sobre as 
correlatas incertezas, motivo pelo qual deveriam ser adotadas práticas preliminares em sua apuração e 
instituída discussão pública, assim dizendo “[…] é pertinente a determinação da metodologia mais 
adequada possível para cálculo da energia não fornecida em função da medição de vento. Assim, 
considerando-se a complexidade e as particularidades do referido cálculo, a SEM entende ser adequada 
a instauração de Audiência Pública específica para discussão do tema (fl. 8 da Nota Técnica nº 123/2014-
SEM/ANEEL, de 3/12/2014) 
6. 
Complementarmente, a manifestação técnica endereçou tratamentos para o 
ressarcimento de energia não fornecida por restrições elétricas para usinas sem CVU declarado, tanto 
para o ACR quanto para o ACL (fl. 8 da Nota Técnica nº 123/2014-SEM/ANEEL, de 3/12/2014). Diga-se de 
passagem, tanto esta posição quanto a anterior foram endossadas integralmente no voto condutor da 
(REN) nº 637, de 20141. 
7. 
Nesse esteio, seguiram-se deliberações da Agência cuidando de casos envolvendo usinas 
eólicas do ACR e do ACL. No contexto do ambiente regulado, devemos reconhecer materializou-se prática 
de análises e decisões mediante despachos emanados da Superintendência de Regulação Econômica e 
Estudos de Mercado (SRM), quando de sua responsabilidade a examinar a matéria, rotina essa 
interrompida quando assumida pela Superintendência de Regulação da Geração (SRG). 
8. 
No bojo do ambiente de comercialização livre, devemos reconhecer houve maior 
irregularidade quanto ao juízo sobre os pedidos, pois foram praticados atos reconhecendo eventos de 
restrição como constrained-off no final de 2014 e início de 2015, seguidos por decisões de indeferimento 
em 2017, uma delas com trânsito em julgado, em fevereiro de 2018, e outras duas pendentes de 
julgamento em segunda instância pelo Colegiado até hoje, não deixando de mencionar a existência de 
pleitos ainda não avaliados. 
 
1 Ver tópico Ressarcimento da energia não fornecida por restrição elétrica proferido em 5 de dezembro de 2014, pelo então 
Diretor Tiago de Barros Correia. Sic 48512.006025/2014-00.

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9. 
Essas situações serão tratadas de forma mais aprofundada adiante, porém, a título de 
relatório fático, elas indicam que a preocupação exarada já em 2014 continuava latente nos anos 
subsequentes, sobremaneira a necessidade de discussão pública sobre o tema. De todo modo, é em 16 
de maio de 2018 que a SRG e a SRM elaboram a Nota Técnica (NT) conjunta nº 54/2018, voltada à 
instauração da Consulta Pública (CP) nº 08/2018 iniciando a discussão setorial sobre elaboração da 
proposta de Resolução Normativa2. 
10. 
Ademais, depreende-se dentre os fatos que compõem o pano de fundo regulatório para 
início da citada discussão normativa as deliberações administrativas supracitadas, como se observa em 
correspondência bastante elucidativa, protocolizada na Agência em novembro de 20173, documento que 
inaugura o processo administrativo destinado aos trâmites da normatização. Em tal expediente constam 
ponderações sobre mudanças nas premissas que vinham sendo aplicadas nos cálculos destinados a 
projetos do ACR e as decisões administrativas de indeferimento para o ACL4. 
11. 
Conforme se depreende desse preâmbulo, a ANEEL não se furtou a discutir o tema. Pelo 
contrário, são claras as evidências do movimento da Agência em delinear os contornos normativos à 
matéria, buscando formatação equilibrada, com justo amparo às expectativas dos agentes, inclusive, 
diante de posicionamentos administrativos pretéritos. 
12. 
Por certo, devemos reconhecer o longo tempo transcorrido nesse enfrentamento. Todavia, 
o prazo para o deslinde não pode ser visto como desídia da Administração, eis que a complexidade e a 
 
2 Nota Técnica conjunta expedida para fins de instauração de Consulta Pública visando colher subsídios para elaboração de 
proposta de normativo sobre Constrained-off de usinas eólicas. 
3 Correspondência CT-0061/17, de 29 de novembro de 2017, da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica). Sic 
48513.037364/2017-00 (VIA 001). 
4 Destaca-se trechos da correspondência da ABEEólica, para pronta consulta: 
“Usinas Eólicas Santa Clara I a VI e Eurus VI (Processo 48500.005163/2013) 
[…] 
Causou surpresa a alteração nos procedimentos para cálculo da energia não gerada, pois neste processo, a Agência 
desconsiderou o cálculo de energia feito pelo empreendedor com base nos dados anemométricos, contrariando a previsão 
provisória da NT n° 123/2014-SEM/ANEEL e justificou por meio da NT n° 131/2017-SRM/ANEEL que "com base na experiência 
adquirida na análise dos pedidos de alívio financeiro por constrained-off’, considerou que havia uma "impossibilidade de aferir 
a qualidade dos dados gerados pela medição anemométrica". Desta forma a superintendência passou a considerar apenas a 
disponibilidade mensal das usinas”. 
[…] 
Usinas Eólicas União dos Ventos 1 a 10 (Processo 48500.006221/2014) 
[…] 
Importante aproveitar este extrato da NT para reforçar que no entendimento da ABEEólica a única diferença que deveria existir 
entre um parque que comercializa sua energia no ACR e outro que o faz no ACL está relacionada exclusivamente às condições 
comerciais, devendo permanecer as mesmas condições regulatórias em ambos os ambientes (ACR e ACL)!”.

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busca de solução alinhada com o objetivo de promover um ambiente regulatório que favoreça a 
desenvolvimento do mercado demandam de forma intensiva análises, diálogo e, por conseguinte, tempo. 
13. 
Não obstante, irrompeu a discussão do ambiente administrativo para o do judiciário. Dos 
autos, identifica-se juízo judicial, prolatado pelo Desembargador João Batista Moreira, do Tribunal 
Regional Federal da 1ª Região (TRF1), em antecipação de tutela, no sentido de “fixar prazo de 60 
(sessenta) dias para que a ANEEL, a partir da intimação, conclua o julgamento em referência e em mais 
15 (quinze) dias decida os requerimentos das autoras com base nos critérios fixados, sob pena de multa 
diária de R$ 50.000,00 (cinquenta mil reais)”. 
14. 
A primeira imposição – a de regulamentar a matéria – restou cumprida, tempestivamente, 
com a edição da REN nº 927, de 22 de março de 2021, que estabelece procedimentos e critérios para 
apuração e pagamento de restrição de operação por constrained-off de usinas eolioelétricas. 
15. 
E, nesse ponto, por relevante à condução da matéria ora em apreço, anoto aspecto 
relevante da deliberação do Colegiado que sustentou a promulgação da supracitada norma. O tratamento 
dos requerimentos administrativos já protocolizados na Agência, que versam sobre eventos afetos a 
empreendimentos com energia comercializada livremente, não foram objeto de deliberação, em caráter 
geral, no sentido de afastar previamente o enquadramento desses eventos como passíveis de apuração 
na condição sistêmica de constrained-off. 
16. 
Não por outra razão, a SRG e SRM se debruçaram em análise dos Requerimentos 
Administrativos formulados pelas empresas Santa Vitoria do Palmar Energias Renováveis S.A. I a XII, 
doravante designadas Requerentes, emitindo a Nota Técnica nº 30, em 25 de março de 2021. 
17. 
Segundo informam as Superintendências, a contenda judicial mencionada engloba 
exatamente os Requerimentos Administrativos em tela. Por sua vez, os empreendimentos de 
responsabilidade da Santa Vitória do Palmar, designação que também se adota para referência às 
empresas Santa Vitoria do Palmar Energias Renováveis S.A. I a XII, alcançam os seguintes projetos eólicos 
listados na Tabela 1. 
Tabela 1 – Empreendimentos relacionados aos requerimentos.

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Fonte: Nota Técnica nº 30/2021, da SRG e SRM. 
 
18. 
A instrução técnica consolidada pela SRG e SRM recomendou inicialmente o indeferimento 
dos pedidos, no tocante às parcelas de energia destinadas ao ACL, com amparo em “[…] decisão da 
Diretoria contida no Despacho 377, de 2018, no PARECER n. 00042/2021/PFANEEL/PGF/AGU, de 12 de 
março de 2021, e no Voto do Diretor-Relator que conduziu à aprovação da REN 927, em razão do seguinte. 
conclusões decorrentes”. 
19. 
Em síntese, as Superintendências compreenderam que os montantes de energia restritos 
por força de intercorrências externas advindas do sistema elétrico atinentes a contratos do ACR seriam 
tratados pelas regras transitórias do art. 8º da REN nº 927, de 20215. Por outro lado, ao compreenderem 
inexistir guarida regulatória ou de jurisprudência administrativa, além de existir risco de subsídios 
cruzados entre consumidores de ambientes distintos, recomendaram indeferir os pleitos para os 
montantes destinados ao ACL6. 
20. 
Em 29 de março de 2021, em razão da Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 12, os 
Requerimentos Administrativos foram distribuídos a minha relatoria. 
 
5 “14. Como apresentado, as usinas eólicas da SANTA VITÓRIA DO PALMAR detêm parcela da garantia física comprometida no 
ACR e outra parcela disponível para contratação no ACL. A parcela comprometida no ACR terá tratamento conforme as 
diretrizes contidas no art. 8º da REN 927, ao passo que se deve analisar, nesta Nota Técnica, os pedidos da requerente no 
tocante à parcela de garantia física disponível para contratação no ACL”. 
6 Detalhamento das considerações das Superintendências estão consignadas nos itens de (a) a (f) do parágrafo 33 da Nota 
Técnica nº 30, de 2021.

Fl. 6 de 37 
21. 
Retomando o contexto da decisão judicial, por razão de minha designação como relator, 
foram realizadas interações com integrante da Procuradoria Federal junto à ANEEL (PF), restando 
esclarecido que a referida decisão foi proferida no Agravo de Instrumento n. 1036570-02.2020.4.01.0000, 
contra a qual foi interposto recurso de Agravo Interno com pedido de reconsideração, o qual foi negado 
pelo Desembargador Relator. 
22. 
Desta feita, diante do contexto judicial apresentado, materializou-se urgência na 
deliberação administrativa, a qual deveria ocorrer até 6 de abril de 2021, eis julgado o regulamento 
referente à normatização afeta ao tema em 22 de março último. 
23. 
Frise-se que logo após a assunção da responsabilidade de relatar a matéria e diante dos 
esclarecimentos obtidos junto à PF, voltei atenção à instrução dos autos. E, com pleno respeito à 
manifestação conjunta da SRG e SRM exarada no contexto da Nota Técnica nº 30, de 2021, permito-me 
rememorar a existência de controvérsia para a matéria. 
24. 
Nas Reuniões Públicas Extraordinárias da Diretoria da Agência, realizadas em 19 e 22 de 
março, nas quais se discutiu a edição da REN nº 927, de 2021, sobreveio nas etapas de debate do 
Colegiado dissonantes linhas argumentativas sobre a existência ou não de jurisprudência administrativa 
para casos de reconhecimento de constrained-off para empreendimentos com total ou parcial 
comercialização de energia no ACL. 
25. 
Como sabemos, em que pese os expedientes administrativos mencionados na análise 
técnica – repisando, “Despacho 377, de 2018, no PARECER n. 00042/2021/PFANEEL/PGF/AGU, de 12 de 
março de 2021, e no Voto do Diretor-Relator que conduziu à aprovação da REN 927” – houve deliberações 
no passado com reconhecimento de montantes de energia restritos de geração por empreendimentos 
com energia comercializada no ambiente livre de negociação, pagos por Encargo de Serviço do Sistema 
(ESS). 
26. 
Além disso, como será desdobrado mais adiante, há processos ainda pendentes de 
deliberações em segunda instância desse Colegiado a tratar de recursos administrativos de atos negando 
o enquadramento de eventos de restrição de geração a usinas eólicas do ambiente livre como 
constrained-off.

Fl. 7 de 37 
27. 
A meu juízo, para a promoção de amplo debate e busca de uma decisão equilibrada, 
resguardando os princípios norteadores da administração pública, informações complementares se 
mostraram necessárias e essenciais à continuidade do meu exercício pleno como relator da matéria. 
28. 
Assim, em 30 de março direcionei pedido de avaliação complementar às áreas técnicas7. 
Na ocasião, solicitei o cálculo de montante de energia potencialmente passível a ser ressarcido a título 
de constrained-off, que poderá utilizado pela Diretoria na hipótese de acolhimento dos requerimentos. 
Para tanto, sinalizei a aplicação das mesmas diretrizes e delimitações adotadas nas análises constantes 
nas Notas Técnicas nº 126/2014-SEM/ANEEL, de 11 de dezembro de 2014, e nº 022/2015-SRM/ANEEL, de 
12 de fevereiro de 20158. 
29. 
Em resposta, as Superintendências apresentaram em 5 de abril avaliação complementar, 
mediante a Nota Técnica Conjunta nº 32, de 2021. Partindo dos referenciais técnicos anteriores, 
assumindo algumas premissas para viabilizar cálculo em prazo exíguo, a SRG e SRM estimaram montante 
de energia restrito e montante financeiro associado à parcela da GF alocada ao ACL.  
30. 
Ainda em 5 de abril, recebi em reunião representantes da Requerentes, em conjunto com 
minha assessoria, para tratar de questões atinentes à matéria em apreço, condensadas em memoriais 
protocolizadas nesta mesma data. Dois são os pontos principais apresentados. 
31. 
Primeiro, foi indicada suposta inclusão de novidade normativa, de modo retroativo, com o 
tratamento dispensado pela disposição transitória da REN nº 927, de 2021, segundo art. 8º, quando 
estabelece necessária aprovação de Regra de Comercialização para cuidar de casos pretéritos do ACR. 
32. 
Para o segundo aspecto, houve argumentação de que os empreendimentos do ACL, 
diferente do defendido no Voto do relator original condutor da REN nº 927, de 2021, estariam sim 
cobertos por regramento estabelecido em 2014 existindo precedentes. 
33. 
Pois bem, na esteira desses acontecimentos, em pleno respeito ao prazo judicial já 
mencionado, a matéria esteve inscrita para deliberação na 11ª Reunião Pública Ordinária (RPO) da 
Diretoria Colegiada da Agência, realizada no dia 6 de abril de 2021. 
 
7 Memorando nº 6/2021-DIR/ANEEL, de 30 de março de 2021. 
8 Ambas as Notas Técnicas constantes nos autos do Processo 48500.006221/2014-91.

Fl. 8 de 37 
34. 
Com efeito, durante a RPO foi recepcionado pedido de retirada de pauta apresentado pelas 
Interessadas9. Desse modo, decidi pela retirada do processo de pauta, com subsequente agendamento 
de reunião, contando com participação de minha assessoria, das Superintendências e de representantes 
das Requentes, realizada em 7 de abril de 202110. 
35. 
Na reunião foram apresentados aspectos que resultariam em estimativa de montante 
restrito de geração distinto daquele apurado na Nota Técnica nº 32, de 2021. De fato, as 
Superintendências esclareceram que não foi possível indagar as Requerentes por informações 
complementares e mostrou-se necessária adotar determinadas premissas, em grande medida, pelo 
exíguo tempo de instrução por força de decisão judicial11. 
36. 
Pois bem, diante desse cenário, visando dar continuidade ao procedimento de 
consolidação de subsídios necessários à sedimentação de proposta de decisão, solicitei12 nova avaliação 
da SRG e SRM, de modo a averiguar a retificação dos valores de restrição de operação por constrained-
off na parcela de garantia física disponível para contratação de energia no ACL, a qual deveria considerar, 
no que couber, eventual informação complementar que vier a ser protocolizada na Agência pelas 
Requerentes. 
37. 
Após consultar as Requerentes13, e tendo obtido resposta tempestiva14, as 
Superintendências emitiram nova manifestação nos termos da Nota Técnica Conjunta nº 36, de 202115, 
concluindo por retificar a estimativa de apuração dos valores de restrição de operação por constrained-
off das usinas eólicas em questão. 
 
9 Destaca-se trecho de mensagem eletrônica que requisitou a retirada de pauta: “[…] requer-se a retirada do caso de pauta 
para que, no curso dos próximos 15 (quinze) dias, seja possível agendar reunião junto à área técnica e à esta i. Relatoria, bem 
como apresentar as informações que permitirão o aprimoramento do cálculo pela Superintendência”. Sic 
48575.001431/2021-00-1 (ANEXO: 001) 
10 Sic 48575.001597/2021-00 
11 Trecho da Nota Técnica nº 32, de 2021: “3. De início, devemos ressaltar que: i) devido à urgência para elaboração desta Nota 
Técnica, motivada pela decisão judicial proferida no Agravo de Instrumento n. 1036570-02.2020.4.01.0000 que obriga a ANEEL 
a deliberar este processo no dia 6/4/2021, o que impediu a solicitação ao agente de complementação de informações; e ii) 
devido ao fato de que a cidade de São Paulo decretou feriado entre os dias 26/3/2021 e 4/4/2021, o que restringiu as consultas 
à CCEE sobre informações necessárias para o cálculo do montante passível de ressarcimento das Eols do Complexo Marmeleiro 
2, tivemos que adotar algumas premissas e simplificações relatadas ao longo dessa seção”. 
12 Memorando nº 8/2021-DIR/ANEEL, de 14 de abril de 2021. 
13 Ofício nº 016/2021-SRG-SRM/ANEEL, de 14 de abril de 2021. 
14 Correspondência CE/CGNBE/100-2021, de 15 de abril de 2021. Sic 48513.010256/2021-00. 
15 Nota Técnica nº 036/2021-SRG-SRM/ANEEL, de 19 de abril de 2021.

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38. 
Em tempo, devo anotar que por ocasião do pedido de retirada de pauta apresentado pela 
Santa Vitória do Palmar quando esteve inscrita a matéria na pauta da 11ª RPO, as Requerentes também 
informaram sobre petição nos autos judiciais clamando ao juízo pela postergação do prazo judicial para 
deliberação dos requerimentos, por um prazo de 15 (quinze) dias. 
39. 
Desta feita, incumbe salientar que, do exercício de assessoramento realizado pela 
Procuradoria Federal16, houve manifestação informativa quanto à notificação à Agência de novo prazo 
deliberativo, a encerrar em 21 de abril de 2021. 
40. 
É o que impõe para o Relatório. 
 
II. 
FUNDAMENTAÇÃO 
41. 
Trata-se de análise de requerimentos administrativos apresentados pela Santa Vitoria do 
Palmar com intuito de ver reconhecidos eventos de restrição de operação por constrained-off das usinas 
eólicas listadas anteriormente, conforme Tabela 1. 
42. 
Os pleitos em questão estão alcançados por decisão judicial já contextualizada, nos 
impondo limitação temporal decisória até 21 de abril de 2021. Conforme levantamento realizado pelas 
áreas técnicas competentes os requerimentos envolvem uma diversidade de eventos, os quais estão 
listados no Anexo I da Nota Técnica nº 30, de 202117. 
II.1 Da Nota Técnica de análise dos requerimentos administrativos 
43. 
As Superintendências esclareceram tratar de empreendimentos que “Além da contratação 
de parcela da garantia física das usinas em leilões regulados, no Ambiente de Contratação Regulado – 
ACR, o agente de geração pode comercializar a parcela restante da garantia física no Ambiente de 
Contratação Livre – ACL”. 
44. 
Para os montantes de energia destinados à comercialização regulada asseveraram que os 
eventos em questão estão abarcados na regra de transição constante do art. 8º da REN nº 927, de 2021, 
 
16 Ofício n. 00546/2021/PFANEEL/PGF/AGU, de 13 de abril de 2021. Sic 48516.000963/2021-00. 
17 Pág. 9 da Nota Técnica nº 030/2021-SRG-SRM/ANEEL, de 25/03/2021.

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onde está prescrito que “Os eventos de restrição de operação por Constrained-off das usinas ou conjuntos 
de usinas eolioelétricas, relativos ao Ambiente de Contratação Regulada – ACR, ocorridos antes do marco 
temporal estabelecido no art. 6º serão tratados nos termos de Regra de Comercialização que estabelece 
metodologia específica, a ser aprovada pela Superintendência de Regulação da Geração – SRG, da ANEEL, 
que considere as seguintes diretrizes”. O marco temporal constante do art. 6º é o sétimo mês civil depois 
da publicação da Resolução, qual seja, outubro de 2021. 
45. 
Portanto, para a parcela de energia destinada ao ACR daquelas usinas listadas na Tabela 1, 
alinho-me à conclusão da SRG e SRM, no sentido de reconhecer que os eventos de restrição estão 
enquadrados no dispositivo transitório da norma, portanto, já com direito reconhecido, restando para seu 
processamento apenas os trâmites da CCEE. 
46. 
Não obstante, diante de informações trazidas em reunião com representantes das 
Requerentes e de memoriais protocolizados recentemente, devo frisar existir petição perante a Agência18 
alegando dissonância entre o disposto no art. 8º da REN nº 927, de 2021, e a posição emanada pelo voto 
relator condutor da norma sobre impossibilidade da aplicação aos casos pretéritos novo regramento, o 
qual deve ter efeitos apenas prospectivos. 
47. 
No ponto, observo inicialmente que o expediente supracitado está juntado em processo 
administrativo diverso deste atualmente em minha relatoria. Ademais, identifica-se a justa pretensão de 
ver traduzido, para casos antecessores do ACR, por meio de esclarecimentos ou eventuais ajustes 
redacionais, aquilo já debatido pelo Colegiado, no esteio da propositura do dispositivo de deliberação do 
voto do relator da REN nº 927, de 2021, de que “Para os eventos ocorridos até o mês de setembro de 
2021, relativos ao Ambiente de Contratação Regulada, aplica-se o procedimento consagrado na análise 
de casos concretos”19. 
48. 
Salvo melhor juízo, diante de (i) atual texto vigente da norma, (ii) contexto das discussões 
ocorridas por ocasião da 1ª e 2º Reuniões Públicas Extraordinárias, e (iii) avaliação do eminente relator 
da REN nº 927, de 2021, dos memorais trazidos pela Santa Vitória do Palmar, bem como da instrução da 
Tomada de Subsídios nº 004/202120, compreendo que resta sedimentado que a apuração de geração 
 
18 Pedido de Retificação. Sic 48513.008315/2021-00, juntado aos autos do Processo 48500.006218/2017-10. 
19 Trecho do item “i.a” do dispositivo de Voto do Relator proferido em 19 de março de 2021. 
20 Ver Nota Técnica nº 28/2021-SRG/ANEEL, de 24/03/2021, parágrafo 13.

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restrita de parcela de energia do ACR, pendente apenas por razões procedimentais por parte da CCEE, 
seguirão a jurisprudência administrativa consolidada seguindo instruções pretéritas e não o disposto na 
REN nº 927, de 2021. 
49. 
Sendo assim, reitero meu posicionamento de que a parcela de energia do ACR constrita em 
sua geração já está definida, pendente tão somente de apuração que deve seguir procedimento já 
consagrado, restando atendida a obrigação judicialmente estabelecida para a parcela de garantia física 
destinada ao ambiente de contratação regulada, devendo qualquer discussão quanto a eventual 
desconformidade normativa ser objeto de instrução apartada desta de agora. 
50. 
Em outra frente, como já vimos, as Superintendências recomendaram o indeferimento dos 
pleitos no tocante à parcela da garantia física alocado a contratos do ACL. No bojo da análise proferida, 
as áreas entenderam pela impossibilidade de reconhecer gerações restritas como constrained-off para 
tais montantes, pelas seguintes motivações, transcreve-se: 
a) houve alteração no entendimento da ANEEL que passou a indeferir pedidos de constrained-
off para contratos de usinas eólicas no ACL ou para a parcela livre dos contratos firmados no 
ACR; 
b) a ANEEL permanecia deferindo alguns pleitos de Constrained-Off em usinas eólicas que 
comercializavam energia no ACR, mas não permaneceu deferindo esse tipo de pleito no ACL; 
c) nunca houve norma que permitisse o pagamento do ressarcimento via ESS na apuração de 
constrained-off de usinas eólicas; 
d) nunca houve caderno das Regras de Comercialização que previsse o pagamento de 
constrained-off para o ACL, nem regra geral e abstrata que previsse a compensação por 
constrained-off às eólicas do ACL; 
e) há decisão de 2018 da Diretoria da ANEEL que indefere pedido de constrained-off para 
usinas eólicas no ACL com o argumento de que “não há nenhuma base legal, regulatória ou 
contratual que imponha à ANEEL a obrigação de conceder alívio financeiro, em detrimento 
do consumidor”; e 
f) há o risco do subsídio cruzado do ACR ao ACL na hipótese de retroação do tratamento ao 
ACL por meio de ESS.

Fl. 12 de 37 
51. 
Esses apontamentos da SRG e SRM se escoram na interpretação de três documentos 
instrutórios de outros processos administrativos: (i) Voto do Relator condutor da decisão contida no 
Despacho nº 377, de 2018, que não deu provimento ao recurso administrativo contra ato que tratou do 
tema; (ii) no Parecer nº 42, de 2021, expedido pela na tramitação do processo normativo da matéria; e, 
por fim, (iii) no Voto do Relator que conduziu à aprovação da REN nº 927, de 2021. 
52. 
Em síntese, o posicionamento das Superintendências se cristalizou em torno de três pilares. 
O primeiro deles, indica não ter existido qualquer norma ou regra de comercialização que desse suporte 
ao reconhecimento de eventos de restrição de geração por constrained-off para usinas eólicas do ACL. 
53. 
Em uma segunda linha, sustenta ter havido mudança no entendimento da Agência quanto 
a matéria, conquanto existam decisões passadas de reconhecimento de eventos compensados no 
ambiente livre, eis que foram indeferidos pleitos nessas condições, além do fato de ter permanecido 
apenas deferimentos em pleitos tratando de energia do ACR, e não mais do ACL. 
54. 
Numa terceira frente, as áreas apontaram que conforme decisão de 2018 haveria limitação 
legal para conceder alívio financeiro em detrimento do consumidor, bem como existiria risco de subsídios 
entre os clientes compradores dos distintos ambientes de comercialização. 
55. 
Registrando minha deferência aos signatários dos documentos que sustentaram as 
conclusões das áreas, e com a devida vênia para assumir posição dissonante àquela defendida pelas 
Superintendências, compreendo a questão de modo diferente. 
56. 
Passarei a detalhar minhas convicções sobre o tema, de forma detalhada, sem antes não 
deixar de apontar uma abordagem introdutória das principais questões, a meu ver, se materializam como 
contraponto à argumentação para indeferimentos dos requerimentos. 
57. 
Como primeiro quesito, não vejo como dar guarida à leitura do histórico dos fatos e 
concluir, de forma geral e irrestrita, pela inexistência de norma ou regra a resguardar o tratamento do 
constrained-off no ACL. Isso, em grande medida, decorre do fato de a decisão originária para dar 
tratamento para ambos os ambientes ser a mesma, a saber a instrução culminada na REN nº 637, de 2014.

Fl. 13 de 37 
58. 
Para o segundo aspecto, a argumentação de que haveria uma mudança de interpretação 
sobre o tema, por conta de decisões de indeferimentos e ausência de deliberações no ACL, mas tão 
somente no ACR, também não se sustenta. Entendo dessa forma, por uma simples razão. 
59. 
Os indeferimentos no ACL, via de regra, sem prejuízo de um olhar mais aprofundado, em 
razão da escassez de informações tabuladas e catalogadas sobre decisões históricas, não foram realizados 
de forma massiva e ocorreram em decisões de primeira instância. Além do mais, não podemos assumir a 
existência de deliberações apenas no ACR, como motivação, para inferir por exclusão, a consolidação de 
jurisprudência administrativa de não acolhimento no ambiente livre. 
60. 
Por certo, conforme se denota do exercício de reconstrução dos fatos realizados na seção 
introdutória desse voto, a complexidade e incerteza sobre o tema, de certa forma concentrada para o 
ACL, formatou estratégia cautelosa da Agência, operacionalizadas pelas áreas técnicas, de não se 
movimentar administrativamente sobre esses pleitos. Ainda que compreenda como acertada e 
ponderada a estratégia, não se pode agora alegar a decorrente inexistência de decisões como forma de 
refutar, ou mesmo defender, a cristalização de jurisprudência administrativa, para um lado ou para o 
outro. 
61. 
Complementarmente, a argumentação registrada no Voto condutor do Despacho nº 377, 
de 2018, e mesmo a ponderação sobre risco de subsídios cruzados, da mesma forma que as demais 
alegações, não são plenas para afastar os requerimentos administrativos. 
62. 
Digo isso, já antecipando detalhamento a ser proferido mais adiante, pois resta claro da 
instrução ultimada na publicação da REN nº 927, de 2021, não apenas suporte legal ao reconhecimento 
do constrained-off para empreendimentos eólicos do ACL, bem como fundamento para seu pagamento 
via Encargo de Serviço de Sistema (ESS). 
63. 
Há expressa previsão nos termos do art. 1º, §10, da Lei nº 10.848/2004, incluído pela Lei 
nº 13.360/2016, no sentido de recompor financeiramente usuários restritos pelo sistema em sua geração 
via encargos de serviço de sistema, independente do ambiente de contratação. Ademais, não por outra 
razão, a engenhosa fórmula adotada na REN nº 927, de 2021, permitiu que as compensações sejam 
assumidas pela carga, não importando se no ACR ou no ACL, pois vedação legal não há, desde que 
regramento, ou seja método, rotina, esteja disponível a mensurar os impactos.

Fl. 14 de 37 
64. 
Aprofundo minhas considerações, para demonstrar minha convicção. 
 
 
 
II.2 – Do tratamento regulatório a ser dado aos casos de constrained-off em usinas eólicas do ACL, 
anteriores à entrada em vigência da REN nº 927, de 2021 
 
65. 
De início, repisa-se como já apontado, o início do tratamento regulatório sobre 
constrained-off em usinas eólicas em 2014, no bojo das discussões das regras de comercialização seriam 
aplicadas em 2015. Prática se estabeleceu no contexto da REN nº 637, de 2014, sobre a qual iremos tratar 
em detalhes mais adiante, mas com variações que se seguiram posteriormente. 
66. 
Em que pese as parcelas de energia de ambos os ambientes de comercialização, ACR e ACL, 
terem recebido atenção e tratamento expresso para deliberações futuras, os caminhos que se seguiram 
se tornaram distintos. 
67. 
No ACR, os pleitos permaneceram sendo tratados, por deliberações emanadas pela SRM. 
Por outro lado, para o ACL, como veremos também mais a frente, ocorreram deliberações favoráveis, 
depois de indeferimento em primeira instância, seguido por um hiato em termos de deliberações em 
primeira instância. Com a mudança de responsabilidades sobre a gestão do tema, deslocada à SRG, 
vislumbra-se não houve mais deliberações também para o ACR, passando o foco à busca pela 
normatização. 
68. 
Deve-se mencionar, que em 2014, já quando do tratamento do assunto, restou registrado 
na instrução, a necessidade de instauração de discussão pública com o setor, para delinear as melhores 
práticas. Contudo, foi em maio de 2018 que se constitui a CP nº 08/2018 para obtenção de subsídios para 
elaboração de norma. Após a devida instrução, a Diretoria decidiu, em 20 de agosto de 2019, instaurar a

Fl. 15 de 37 
AP nº 34/2019 para discutir a minuta de REN e, neste mesmo ato, também decidiu, por meio do Despacho 
nº 2.303/2019, determinar à CCEE a suspensão das apurações21. 
69. 
Com efeito, a solução normativa veio à deliberação na 1ª Reunião Pública Extraordinária 
(RPE), ocorrida em 19 de março de 2021, tendo o Relator apresentado voto com proposta de emissão de 
REN. Contudo, compreendeu, em relação aos casos anteriores à norma, que somente os eventos de 
restrição operativa envolvendo empreendimento com energia comercializada no ACR poderiam ser 
compensados via apuração de parcela de energia não fornecida isente de ressarcimento, em acordo com 
prática administrativa antecessora.  
70. 
Por outro lado, entendeu, que para o ACL não existiria jurisprudência administrativa a 
habilitar compensação via ESS dos eventos de restrição, o que só existiria a partir de previsão de norma 
nesse sentido. Por discordar especificadamente dessa avaliação, pedi vista, já pautando, na mesma 
oportunidade, o processo para a 2ª RPE, designada para ocorrer em 22 de março de 2021. 
71. 
Nesta Reunião Extraordinária, decidiu a Diretoria por normatizar a matéria, nos termos na 
agora já editada REN nº 927, de 2021, tendo restado explícito da etapa do debate, assim como do registro 
da ata da reunião, que a aplicação das disposições normativas teria a partir de outubro de 2021 e, para 
antes disso, constou regra de transição para o ACR e o entendimento de que os pleitos relacionados ao 
ACL seriam objeto de análise no caso concreto. 
72. 
Portanto, e não poderia ser diferente pelo que já trouxe ao conhecimento do Colegiado, é 
isso que proponho. Tomar as peças instrutórias, do processo de normatização, para forma irrestrita e 
abrangente, denegar pleitos do ACR, podem ser sopesadas para fins de argumentação e construção de 
uma solução regulatória, mas devem ser aplicadas para, de pronto, refutar os requerimentos pendentes 
de deliberação para o ACL. 
73. 
O mercado de energia elétrica espera da Agência segurança jurídica e estabilidade 
regulatória não apenas por uma mera repetição de atos e argumentos, mas uma avaliação completa, em 
 
21 Em 16 de agosto de 2019, por meio do Memorando nº 072/2019, a SRG propôs à Diretoria que fosse determinado à CCEE a 
suspensão da apuração dos ressarcimentos das geradoras eólicas aos consumidores, a partir de agosto de 2019, até a decisão 
do mérito para as usinas eólicas que tinham apresentado requerimentos de compensação por constrained-off não julgados 
pela agência.

Fl. 16 de 37 
grande angular, avaliando os fatos não como uma fotografia, mas sim como em um filme, cena após cena, 
com uma narrativa fluída, sem alterações bruscas de direção. 
74. 
É essa a forma que cuidei de avaliar o tema, é essa minha intenção para apresentar minha 
perspectiva do assunto, de forma que possamos julgar em plenitude. 
75. 
A comercialização de energia elétrica, seja no ACR ou no ACL, ocorre mediante observância 
de determinadas premissas ou diretrizes estabelecidas nos parágrafos do art. 1º, da Lei nº 10.848/2004, 
e, também, com a observância das condições definidas em sua regulamentação contida no Decreto nº 
5.163/2004. A Lei, em seu artigo 1º, que é destinado a ambos os ambientes, determina, no parágrafo 10, 
que seja previsto o pagamento de encargo destinado à cobertura dos encargos dos serviços do sistema 
(ESS), cujo teor fora ratificado pelo Decreto, no seu art. 59. 
Art. 1º A comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e 
autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes com seus 
consumidores, no Sistema Interligado Nacional - SIN, dar-se-á mediante contratação 
regulada ou livre, nos termos desta Lei e do seu regulamento, o qual, observadas as 
diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, deverá dispor sobre: 
§ 10. As regras de comercialização deverão prever o pagamento de encargo para 
cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados 
aos usuários do SIN, que compreenderão, entre outros (Incluído pela Lei nº 13.360, de 
2016): 
[...] 
(Grifos nossos) 
 
Art. 59. As regras e os procedimentos de comercialização deverão prever o pagamento 
de encargo para cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive dos serviços 
ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, entre outros: (Redação 
dada pelo Decreto nº 9.143, de 2017)22 
(Grifos nossos) 
 
76. 
Nesse âmbito, quanto às elementares legais que alerta que as Regras “deverão prever” o 
pagamento do ESS, a Procuradoria, com extremo acerto a meu ver, orientou que para que a Aneel não 
considere possuir liberdade plena e discricionária, mas apenas uma “liberdade instrumental”. Assim, a 
Agência naturalmente pode escolher, dentre as inúmeras possibilidades, qual o método do pagamento, 
 
22 A redação anterior previa: Art. 59. As regras e procedimentos de comercialização da CCEE poderão prever o pagamento de um encargo 
destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, 
dentre outros:
Art. 1º A comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e
autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes com seus
consumidores, no Sistema Interligado Nacional - SIN, dar-se-á mediante contratação
regulada ou livre, nos termos desta Lei e do seu regulamento, o qual, observadas as
diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, deverá dispor sobre:
§ 10. As regras de comercialização deverão prever o pagamento de encargo para
cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados
aos usuários do SIN, que compreenderão, entre outros
[...]
(Grifos nossos)
Art. 59. As regras e os procedimentos de comercialização deverão prever o pagamento
de encargo para cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive dos serviços
ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, entre outros: (Redação
dada pelo Decreto nº 9.143, de 2017)22
(Grifos nossos)

Fl. 17 de 37 
mas evidentemente não poderia deixar de prevê-lo; o pagamento nesse caso deriva da previsão legal, e 
não prescinde de previsão regulatória (Parecer 42/2021/PFANEEL/PGF/AGU23, §§ 34 e 42). 
77. 
Observe-se que mesmo quando a Lei utiliza a expressão “poderá”, o Direito reconhece aí 
uma obrigação do Poder Público e não para uma faculdade ou discricionariedade24; não se trata de um 
privilégio da autoridade, mas de um dever, que decorre do Interesse Público. Se o poder é reconhecido 
como um dever, o que dizer quanto ao caso em questão, no qual a lei previu “deverão”? Certamente, 
como apontou a PF, não há espaço de liberalidade. 
78. 
Efetivamente, portanto, o que se tem é uma prerrogativa dos agentes, decorrente de 
alterações introduzidas pela Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, na Lei nº 10.848/2004. A partir 
de então, independentemente de regulamentação da Aneel – a qual, nos termos do Parecer, não seria 
opcional – há de ser resguardado o direito, seja para o ambiente regulado ou para o livre, aqui me 
referindo novamente à posição da PF. 
18. Então, pode-se dizer, ratificando o entendimento da SRG, que, de modo geral e em 
tese, a lei permite que restrições na operação de centrais geradoras produzidas por 
questões de segurança confiabilidade sistêmica sejam custeadas pelos encargos dos 
serviços de sistema. O § 10 está inserido no art. 1, que, no caput, remete tanto para o 
ambiente regulado quanto para o ambiente livre. (Grifos nossos). 
 
79. 
Contudo, embora a Procuradoria tenha entendido que a Lei estabeleceu o pagamento de 
ESS a operadores de ambos os ambientes, impactados por restrições operativas, considerou que no ACL 
os riscos já estariam devidamente alocados livremente, conforme contratos convencionados sem 
submissão aos leilões centralizados de energia. Por essa razão, avaliou que o tratamento ofertado aos 
 
23 Inteiro teor do parecer disponível no Documento Sic nº 48516.000596/2021-00. 
24 Sobre o tema, o Min. Luiz Fux, quando no Superior Tribunal de Justiça (STJ), ao analisar o art. 40, da Lei nº 6.766/79 (Lei do Parcelamento 
do Solo Urbano), onde consta que o ente federativo “poderá”, julgou no sentido de que existe verdadeiramente uma obrigação, falando que 
“a municipalidade tem o dever e não a faculdade de regularizar o solo [...] O município tem o poder-dever de agir”. Atentou o Ministro ainda 
para a possibilidade de que o agente público possa ser sujeito a ação por improbidade administrativa, caso deixe de atuar positivamente em 
prol do “poder-dever”. Vejamos: “RECURSO ESPECIAL. DIREITO URBANÍSTICO. LOTEAMENTO IRREGULAR. MUNICÍPIO. PODER-DEVER DE 
REGULARIZAÇÃO. 1. O art. 40 da lei 6.766/79 deve ser aplicado e interpretado à luz da Constituição Federal e da Carta Estadual. 2. A 
Municipalidade tem o dever e não a faculdade de regularizar o uso, no parcelamento e na ocupação do solo, para assegurar o respeito aos 
padrões urbanísticos e o bem-estar da população. 3. As administrações municipais possuem mecanismos de autotutela, podendo obstar a 
implantação imoderada de loteamentos clandestinos e irregulares, sem necessitarem recorrer a ordens judiciais para coibir os abusos 
decorrentes da especulação imobiliária por todo o País, encerrando uma verdadeira contraditio in terminis a Municipalidade opor-se a 
regularizar situações de fato já consolidadas. 4. (.). 5. O Município tem o poder-dever de agir para que o loteamento urbano irregular passe 
a atender o regulamento específico para a sua constituição. 6. Se ao Município é imposta, ex lege, a obrigação de fazer, procede a pretensão 
deduzida na ação civil pública, cujo escopo é exatamente a imputação do facere, às expensas do violador da norma urbanístico-ambiental. 
5. Recurso especial provido”. (REsp 448216/SP, Rel. Ministro LUIZ FUX, 1ª Turma do STJ. DJ 17/11/2003 p. 204)
18. Então, pode-se dizer, ratificando o entendimento da SRG, que, de modo geral e em
tese, a lei permite que restrições na operação de centrais geradoras produzidas por
questões de segurança confiabilidade sistêmica sejam custeadas pelos encargos dos
serviços de sistema. O § 10 está inserido no art. 1, que, no caput, remete tanto para o
ambiente regulado quanto para o ambiente livre. (Grifos nossos).
  Sobre o tema, o Min. Luiz Fux, quando no Superior Tribunal de Justiça (STJ), ao analisar o art. 40, da Lei nº 6.766/79 (Lei do Parcelamento
do Solo Urbano), onde consta que o ente federativo “poderá”, julgou no sentido de que existe verdadeiramente uma obrigação, falando que  
“a municipalidade tem o dever e não a faculdade de regularizar o solo [...] O município tem o poder-dever de agir”. Atentou o Ministro ainda  
para a possibilidade de que o agente público possa ser sujeito a ação por improbidade administrativa, caso deixe de atuar positivamente em  
prol do “poder-dever”. Vejamos: “RECURSO ESPECIAL. DIREITO URBANÍSTICO. LOTEAMENTO IRREGULAR. MUNICÍPIO. PODER-DEVER DE  
REGULARIZAÇÃO. 1. O art. 40 da lei 6.766/79 deve ser aplicado e interpretado à luz da Constituição Federal e da Carta Estadual. 2. A  
Municipalidade tem o dever e não a faculdade de regularizar o uso, no parcelamento e na ocupação do solo, para assegurar o respeito aos  
padrões urbanísticos e o bem-estar da população. 3. As administrações municipais possuem mecanismos de autotutela, podendo obstar a  
implantação imoderada de loteamentos clandestinos e irregulares, sem necessitarem recorrer a ordens judiciais para coibir os abusos  
decorrentes da especulação imobiliária por todo o País, encerrando uma verdadeira contraditio in terminis a Municipalidade opor-se a  
regularizar situações de fato já consolidadas. 4. (.). 5. O Município tem o poder-dever de agir para que o loteamento urbano irregular passe  
a atender o regulamento específico para a sua constituição. 6. Se ao Município é imposta, ex lege, a obrigação de fazer, procede a pretensão  
deduzida na ação civil pública, cujo escopo é exatamente a imputação do facere, às expensas do violador da norma urbanístico-ambiental.  
5. Recurso especial provido”. (REsp 448216/SP, Rel. Ministro LUIZ FUX, 1ª Turma do STJ. DJ 17/11/2003 p. 204)  

Fl. 18 de 37 
geradores do ACR não deveria ser estendido aos do livre, sem a existência de uma REN que o autorizasse25. 
Ademais, considerou também que entendimento diferente poderia ser caracterizado como subsídio 
cruzado entre o ACL e o ACR26. 
80. 
Nesse ponto, cabe mencionar que é pressuposto da existência de qualquer sistema elétrico 
a necessidade de restrições por parte do que se darão por comandos do operador de sistema em razão 
de restrição elétrica ou segurança energética. 
81. 
O cerne da questão é que, ainda que não sejam despachadas pelo Operador, todos agentes 
conectados ao sistema estão sujeitos à eventual necessidade de redução da geração, com óbvios 
rebatimentos financeiros em seus contratos, regulados ou livres. Reconhece-se que tanto o constrained-
on como o constrained-off não decorrem de liberalidade do ONS, certamente, a quem incumbe, no 
gerenciamento do SIN, agir de modo de garantir o suprimento da carga, da melhor maneira possível e 
fazendo uso de todos os mecanismos disponíveis. Contudo, embora o primeiro imponha maior custo da 
operação, atingindo exclusivamente às usinas despacháveis, fato é que o segundo atinge ao ACL, que 
também escoa sua energia pela rede. 
82. 
Embora, novamente, reconheça-se que o Operador não possui liberdade ampla em sua 
atuação, fato é que estamos a falar do Sistema Interligado Nacional (SIN), que nada mais é do que a 
congregação de inúmeros concessionários e autorizados pelo Poder Concedente, um condomínio de 
propriedades elétricas públicas exploradas por terceiros, afinal, nos termos do art. 21, da Constituição 
Federal, compete à União explorar os serviços de instalações elétricas, podendo licitá-los para que 
outrem, em seu nome, possam executá-lo27. Há, portanto, um complexo e sensível sistema de conexões, 
entre geradores, transmissores e consumidores cativos e regulados, todos submetidos ao serviço mesmo 
 
25 Ibidem: 22. Considerando que o tratamento basilar das regras de reparação civil e perdas e danos confere o ônus do pagamento de 
indenizações seja imputado àquele que ocasionou o dano, não vislumbro de que modo o consumidor poderia ser responsabilizado pela 
indenização pelo inadimplemento não culposo do gerador se não houver previsão em contrato nesse sentido. Especificamente quanto ao ACL, 
onde os contratos são bilaterais entre gerador e consumidor livre, a imputação de ônus ao consumidor cativo, ainda que de modo reflexo, faz 
menos sentido jurídico. Se a questão é sensível no ACR, no ACL ela não teria qualquer razão de ser, ao menos sem que haja previsão normativa 
expressa nesse sentido. 
26 Ibidem: 23. Nessa linha, importante destacar, embora o texto legal não faça distinção entre ACR e ACL para pagamento de encargos, o 
eventual reconhecimento do constrained off para geradores do ACL deve levar em consideração eventual subsídio cruzado que o Ambiente 
de Contratação Regulada estaria dando para o livre. Não nos parece que art. 1, caput, § 10 esteja a autorizar a incidência de subsídios 
cruzados para tal finalidade, menos ainda que o negócio de comercialização se viabilize via ESS. Também não exclui regras ou possibilita a 
não observância de eventuais regras que existam nos contratos regulados ou bilaterais já aperfeiçoados sobre alocação de riscos. 
27 Art. 21. Compete à União: [...] 
XII - explorar, diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão: […] 
b) os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos de água, em articulação com os Estados onde se 
situam os potenciais hidroenergéticos; […]

Fl. 19 de 37 
público macro. A propriedade de todo SIN, ao final, é pública, que, sempre de modo temporário, pelo 
tempo que durarem as outorgas, é delegada a terceiros, para em nome do Poder Concedente, executarem 
parte dos serviços. 
83. 
Aqueles que podem operar off-grid estão isentos dos efeitos decorrentes de restrições 
operativas. Todavia, esse caso é exceção, ao passo que, mesmo os operadores no ACL, conectam-se à 
estrutura física do sistema elétrico e, ainda que não possam ser chamados a despachar, podem ter a sua 
injeção de energia obstaculizada. Tal fato, não ameniza, seja para o ACL ou para o ACR, as decorrências 
derivadas dessa restrição, pelo contrário, constatam a solidariedade dos usuários do “condomínio SIN”. 
84. 
Nesse sentido, embora seja evidente que todo sistema elétrico possa, em algum momento, 
estar indisponível, a restrição não está sujeita a previsibilidade, quanto a data de sua ocorrência ou à sua 
extensão. No ACR esse risco tem sido assumido pela carga; em relação ao ACL não se ignora a possibilidade 
de que ele possa ser alocado ao próprio gerador, contudo a cláusula contratual que segrega a matriz de 
riscos não teria por condão isentar o responsável pelo serviço público macro, caracterizado no SIN, de 
ressarcir os danos de quem tiver os assumido. 
85. 
Contratos do ACL, como o nome sugere, geram efeitos entre as partes contratantes, que 
possuem ampla liberdade negocial. Para o bem e para o mal, naturalmente, esses pactos privados não 
produzirão efeitos contra terceiros. Vindo eventualmente qualquer das partes a sofrer danos, de qualquer 
natureza, o contrato pode vir a estipular aquele que arcará, num primeiro momento, com o custo. Com 
isso, a outra parte, a qual temos suposto ser o consumidor, restará isenta. De todo modo, certamente 
aquele que efetivamente arcou com o prejuízo tem resguardado seu pleno direito de regresso. 
86. 
Por amor ao debate jurídico, cabe destacar que, não fosse a existência do permissivo legal 
de que o ESS custearia o constrained-off, até seria admissível que um contrato entre carga, gerador e SIN 
pudesse, contratualmente, aí sim com efeito entre todas essas partes, isentar, por conta do exercício da 
liberdade negocial, o Sistema. Contudo, a lei garantiu uma prerrogativa do gerador lesado usuário do SIN, 
seja operador do ACR ou ACL, estar submetido a compensação via encargo. 
87. 
Como se observa, cláusulas de alocação de riscos contratuais, quando existentes, apenas 
especificam aquele que imediatamente arcará com os custos, mas não inviabilizada que haja direito de

Fl. 20 de 37 
regresso contra o SIN, que igualmente poderá indenizar-se do verdadeiro causador da impossibilidade de 
injeção da energia, nos termos do art. 37, §6º, da Constituição Federal28. 
88. 
Todavia, como no SIN – seguindo a pedra elementar do Setor Elétrico – não há recurso 
externo que não seja arcado pelos consumidores do livre ou cativo, todas consequências são assumidas 
pela totalidade de seus usuários, de acordo com sua carga e consumo. Ao determinar, portanto, no art. 
1º, §10, da Lei nº 10.848/2004, incluído pela Lei nº 13.360/2016, que regulamenta ACR e ACL, a 
possibilidade de pagamento de ESS por restrições operativas, o Estado Brasileiro assumiu algo que na 
prática já era factível, qual seja: todos aqueles conectados ao SIN podem sofrer efeitos constritivos, razão 
pela qual encaminhou o caminho indenizatório – o ESS. 
89. 
Não há, portanto, um subsídio, mas a delimitação do risco daqueles que, irreparavelmente, 
também são usuários do serviço público do SIN, tanto quanto ACR, com alocação de responsabilidades a 
quem deu causa. Subsídio ocorreria, a meu ver, no inverso, ou seja, que a responsabilidade por restrições 
no SIN não fosse por esse arcado, restando aos operadores do ACL assumirem os custos que por eles não 
foram causados. 
90. 
Essa discussão é ainda mais atual, quando temos em mente a perspectiva de abertura do 
mercado, quando o ACL será expandido de forma inexorável. Nesse cenário, não poderemos deixar de 
repisar as considerações que faço, já que contratos pactuados por partes livres não isentarão terceiros de 
darem causa à eventos que os afetem. Continuarão, nesse novo momento, tal qual agora, a serem 
usuários do SIN, serviço público que deverá incorrer, como regra comum a todos dessa categoria, na 
necessidade de ressarcimento por danos a terceiros, quando não respeitar aos ditames de continuidade, 
nos termos do art. 6º, §1º, da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 (dispõe sobre o regime de 
concessão e permissão da prestação de serviços públicos). 
91. 
Nesses termos, postulo não haver respaldo a sustentar impedimento legal ou mesmo 
amparo cruzado entre consumidores compradores em regimes contratuais distintos. O desenho 
mercadológico da energia elétrica, que resguarda inclusive a solução normativa formatada da REN nº 927, 
 
28 § 6º As pessoas jurídicas de direito público e as de direito privado prestadoras de serviços públicos responderão pelos danos que seus 
agentes, nessa qualidade, causarem a terceiros, assegurado o direito de regresso contra o responsável nos casos de dolo ou culpa.

Fl. 21 de 37 
de 2021, ampara os pleitos pretéritos de classificação de eventos constritivos de geração para usinas com 
total ou parcial energia entregue em contratos livremente negociados. 
92. 
Indo além, devemos registrar a atenta, se não como prenuncio, a discussão de constrained-
off em eólicas do ACL, por ocasião da AP nº 56/2014, voltada a regulamentar as Regras de 
Comercialização, versão 2015.1.0, proposta pela extinta SEM quando considerou que “as restrições 
elétricas impostas pelo ONS ensejam o ressarcimento dos agentes impactados” (Nota Técnica nº 
123/2014, fl. 7, §17, juntada ao processo nº 48500.004563/2014-76). 
93. 
No voto condutor29 da discussão na 15ª RPE da Diretoria, de 05 de dezembro de 2014, 
restou consignado que, como os parques eólicos possuem obrigatoriamente medição anemométrica, 
inclusive aqueles que operam no ACL, os dados poderiam ser utilizados para medir a energia não injetada 
por restrições. Assim, foi deliberada a inclusão de tratamento de casos de constrained-off por restrição 
elétrica para usinas sem Custo Variável Unitário (CVU) declarado na versão 2015.1.0 das Regras, da 
seguinte forma: “ACL: a CCEE deverá excepcionalmente realizar o ressarcimento do encargo por meio de 
ajuste utilizando Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC)”. 
94. 
Considerando que existiria a possibilidade de assimetria de informação, encaminhou-se, 
ainda, a instauração de nova fase de AP, de forma a determinar “a metodologia mais adequada possível 
para cálculo da energia não fornecida em função da medição de vento” e que, para as usinas que não 
possuem portaria definindo suas disponibilidades, o agente deverá encaminhar o caso concreto para 
análise pela ANEEL. 
95. 
Embora, pelo que se verifica, a Diretoria – instância máxima administrativa –, não tenha 
deliberado casos concreto nessa oportunidade, deu diretrizes claras às áreas técnicas, quais sejam: i) 
tratamento de casos de constrained-off por restrições elétricas a usinas com CUV zero, já nas Regras 
2015.1.0, com ressarcimento do encargo por meio de ajuste utilizando Mecanismo Auxiliar de Cálculo; ii) 
a instrução de AP específica, voltada a calcular a energia não injetada em função da medição 
anemométrica; e, iii) embora indissociável da primeira, a avaliação de pleitos envolvendo casos concretos. 
 
29 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2015687_1.pdf, acessado em 20/03/2021, 22h30.

Fl. 22 de 37 
96. 
Ao tempo em que se emoldurava a instrução sobredita, em 16 de dezembro do mesmo 
ano, no processo nº 48500.006221/2014-91, foi julgado30 pedido formulado por Enel Brasil Participações 
e Ventos Potiguares, para que fosse reconhecido constrained-off em decorrência de desligamentos31 na 
Linha de Transmissão (LT) 230 kV Ceará Mirim II – João Câmara, da Chesf. Por unanimidade, a Diretoria 
prolatou o Despacho nº 4.81932, de 16 de dezembro de 2014, o qual reconheceu o fato e determinou o 
ressarcimento da energia via Encargo de Serviços de Sistema (ESS) para o ACL. 
97. 
Não posso deixar de frisar a interconexão dessa deliberação em caso específico, com 
aquela em caráter geral, exarada pela REN nº 637, de 2014. Demonstro.  
98. 
O Voto proferido pelo Relator que suporta o Despacho nº 4.819, de 2014, atrelou a decisão 
ao processo deliberado anteriormente concernente à definição das regras de comercialização para o ano 
de 2015, quando assim registrou: 
7. Considerando o novo papel da geração eólica na matriz brasileira e a constatação da 
necessidade de se conceder tratamento equitativo a essa fonte quando da ocorrência de 
restrição operativa no sistema que a impossibilite de escoar a energia despachada pelo 
ONS, tal como regulado para as usinas térmicas mencionadas, em 5 de dezembro deste 
ano [2014], na 15ª Reunião Pública Extraordinária, esta Diretoria decidiu pela 
adequação da versão 2015.1.0 do Módulo de Encargos das REGRAS, de modo a 
considerar essa nova realidade. 
 
8. Tendo em vista que todos os parques eólicos possuem, obrigatoriamente, medição 
anemométrica (inclusive os que comercializam energia apenas no ACL), esta Diretoria 
decidiu (i) ser adequada, por hora, a utilização dos dados de medição de vento para o 
cálculo da energia não fornecida por restrições elétricas de usinas eólicas; e (ii) pela 
necessidade de instauração de Audiência Pública específica para discussão da forma de 
cálculo da energia não fornecida por restrição elétrica referentes às usinas eólicas, face a 
complexidade e as particularidades do tema. 
 
9. As alterações mencionadas, porém, passarão a viger apenas a partir de 1º de janeiro 
de 2015, com a nova versão das regras de comercialização. Parece-me claro, todavia, 
que em não havendo uma norma jurídica que se encaixe de forma específica ao caso 
concreto, devemos utilizar a analogia como método adequado para deliberar o presente 
caso.  
(Grifos adicionados) 
 
30 Voto condutor completo, acompanhado do despacho dele decorrente, podem ser encontrados no documento Sic nº 48512.006142/2014-
00. 
31 Informações que constam da Carta ONS 1805/100/2014, de 18 de novembro de 2014, disponível no documento Sic nº 
48513.038470/2014-00. 
32 Disponível no sítio eletrônico da Aneel, através do link http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20144819.pdf, acessado em 20 
de março de 2021, às 23h27.
7. Considerando o novo papel da geração eólica na matriz brasileira e a constatação da
necessidade de se conceder tratamento equitativo a essa fonte quando da ocorrência de
restrição operativa no sistema que a impossibilite de escoar a energia despachada pelo
ONS, tal como regulado para as usinas térmicas mencionadas, em 5 de dezembro deste
ano [2014], na 15ª Reunião Pública Extraordinária, esta Diretoria decidiu pela
adequação da versão 2015.1.0 do Módulo de Encargos das REGRAS, de modo a
considerar essa nova realidade.
8. Tendo em vista que todos os parques eólicos possuem, obrigatoriamente, medição
anemométrica (inclusive os que comercializam energia apenas no ACL), esta Diretoria
decidiu (i) ser adequada, por hora, a utilização dos dados de medição de vento para o
cálculo da energia não fornecida por restrições elétricas de usinas eólicas; e (ii) pela
necessidade de instauração de Audiência Pública específica para discussão da forma de
cálculo da energia não fornecida por restrição elétrica referentes às usinas eólicas, face a
complexidade e as particularidades do tema.
9. As alterações mencionadas, porém, passarão a viger apenas a partir de 1º de janeiro
de 2015, com a nova versão das regras de comercialização. Parece-me claro, todavia,
que em não havendo uma norma jurídica que se encaixe de forma específica ao caso
concreto, devemos utilizar a analogia como método adequado para deliberar o presente
caso.
(Grifos adicionados)

Fl. 23 de 37 
 
99. 
Fica evidente desses excertos que a Diretoria Colegiada da Agência quando estreou o 
reconhecimento de eventos de constrained-off no âmbito da Agência estava amparada em posição 
administrativa consolidada na publicação da REN nº 637, de 2014, e nos documentos que a suportaram, 
ainda que tenha sido endereçado necessário aprofundamento de discussões normativas, via interação 
com a sociedade, como já vimos, iniciada em maio de 2018 e concluída com a edição recente da REN nº 
927, de 2021. 
100. 
O segundo precedente veio do Despacho nº 379/2015, da SEM, envolvendo Vento 
Potiguares e uma indisponibilidade da LT Ceará Mirim II – João Câmara II. Na oportunidade, foram 
aplicados os critérios constantes do voto-condutor das Regras versão 2015.1.0, já explicitado acima, qual 
seja, lançamento dos valores de energia não fornecida, em R$, por meio de ajuste do MAC (NT 22/2015-
SEM/ANEEL33, de 12 de fevereiro de 2014, que consta do processo 48500.006221/2014-91). A decisão, 
naturalmente, foi tomada tendo por base as orientações que a Diretoria já vinha emanando, desde os 
idos de 2014, quando discutiu as Regras versão 2015.1.0. 
101. 
Em que pese a clara alocação da temática no rol de regramentos da comercialização – 
repiso, derivado de deliberação de instância máxima da Agência – ao que tudo indica houve uma 
supressão da vontade administrativa da realidade fática documental. Essa situação não está clara quanto 
à motivação ou mesmo justificativas. Todavia, de fato, no expediente administrativo que serve 
sustentáculo ao Despacho nº 379/2015, está novamente registrada a aprovação de regramento comercial 
conforme registro normativa constante da REN nº 637, de 2014, vejamos: 
2. Na 15º Reunião Pública Extraordinária, realizada em 05/12/2014, a Diretoria da ANEEL 
deliberou pela inclusão de tratamento de casos de constrained-off por restrição elétrica 
para usinas sem CVU declarado na versão 2015.1.0 das Regras de Comercialização 
(REGRAS), aprovadas por meio da Resolução Normativa (REN) 637/2014, vigente desde 
01/01/2015. 
 
[…] 
 
15. Visto que os parques eólicos União dos Ventos 1 a 10 comercializaram energia tão 
somente no ambiente livre, assim como as restrições foram classificadas como tipo 
“Local" pelo ONS, a CCEE deverá, por meio de ajuste via MAC, lançar na contabilização 
referente ao mês de janeiro de 2015 os valores de energia não fornecida (R$) calculados 
 
33 A nota está disponível em http://www.aneel.gov.br/cedoc/ndsp2015379.pdf, acessado em 21 de março de 2021, às 1h47.
2. Na 15º Reunião Pública Extraordinária, realizada em 05/12/2014, a Diretoria da ANEEL
deliberou pela inclusão de tratamento de casos de constrained-off por restrição elétrica
para usinas sem CVU declarado na versão 2015.1.0 das Regras de Comercialização
(REGRAS), aprovadas por meio da Resolução Normativa (REN) 637/2014, vigente desde
01/01/2015.
15. Visto que os parques eólicos União dos Ventos 1 a 10 comercializaram energia tão
somente no ambiente livre, assim como as restrições foram classificadas como tipo
“Local" pelo ONS, a CCEE deverá, por meio de ajuste via MAC, lançar na contabilização
referente ao mês de janeiro de 2015 os valores de energia não fornecida (R$) calculados

Fl. 24 de 37 
nas Tabelas 5 e 6 desta NT a crédito de cada um dos respectivos parques eólicos União dos 
Ventos, e a débito dos consumidores do submercado impactado pelas restrições na 
proporção de seus consumos. 
 
[…] 
 
19 Visto que o pleito está previsto na versão 2015.1.0 das Regras de Comercialização, 
conclui-se que deve ser emitido ato da SRM determinando à CCEE que, na contabilização 
de janeiro de 2015, lance via MAC os valores de energia não fornecida (R$) calculados nas 
Tabelas 5 e 6 desta NT a crédito de cada um dos respectivos parques eólicos União dos 
Ventos, e a débito dos consumidores do submercado impactado pelas restrições na 
proporção de seus consumos. 
(grifos adicionados 
 
102. 
Desses recortes da avaliação técnica sedimentada em 2015, sob o olhar de qualquer agente 
regulado pela Agência, restava claro que as Regras de Comercialização, em sua versão 2015.1.0, nos 
termos da REN nº 637, de 2014, não apenas indicavam, mas chancelavam que empreendimentos eólicos, 
ainda que com energia comercializada integral ou parcialmente, estariam submetidos à apuração dos seus 
pleitos de constrained-off e, caso reconhecidos, receberiam contrapartida financeira via ESS. 
103. 
Ainda que tenham ocorrido essas deliberações supracitadas, a instrução conduzida para 
indeferir os requerimentos se escorou na edição do Despacho nº 377, de 2018, exarado para negar 
recurso atinente a pedido de compensação por restrição elétrica de usinas eolioelétricas, supostamente 
com energia alocada ao ACL. 
104. 
Essa deliberação foi aventada como um “divisor de águas” para o tratamento de pedidos 
de enquadramento de eventos constritivos para usinas eólicas do ACL a título de constrained-off. Ao ver 
da análise compartilhada pelas Superintendências, teria assentado novo entendimento administrativo, 
pois o Diretor Relator da instrução resultante no Despacho nº 377, de 2018, registrou que “a meu ver, a 
SRM conclui, corretamente, que não há nenhuma base legal, regulatória ou contratual que imponha à 
ANEEL a obrigação de conceder alívio financeiro, em detrimento do consumidor, em caso de constrained-
off para empreendimentos que comercializam energia no Ambiente Livre, em qualquer modalidade”. 
105. 
Por certo não se deve negar esses fatos, mas interpretá-los. E, esse exercício, pedindo 
escusas para me desalinhar do entendimento exarado, com todas as vênias, só é pleno quando feito de
nas Tabelas 5 e 6 desta NT a crédito de cada um dos respectivos parques eólicos União dos
Ventos, e a débito dos consumidores do submercado impactado pelas restrições na
proporção de seus consumos.
19 Visto que o pleito está previsto na versão 2015.1.0 das Regras de Comercialização,
conclui-se que deve ser emitido ato da SRM determinando à CCEE que, na contabilização
de janeiro de 2015, lance via MAC os valores de energia não fornecida (R$) calculados nas
Tabelas 5 e 6 desta NT a crédito de cada um dos respectivos parques eólicos União dos
Ventos, e a débito dos consumidores do submercado impactado pelas restrições na
proporção de seus consumos.
(grifos adicionados

Fl. 25 de 37 
forma abrangente, compreendendo suas nuances, seu contexto textual e temporal, além de sua 
conformação perante demais julgados correlatos. 
106. 
O Despacho nº 377, editado em fevereiro de 2018, não trouxe qualquer menção expressa 
em seus dispositivos à vedação de compensação por restrição elétrica a empreendimento do ACL. A seguir 
apresento o conteúdo decisório deste ato: 
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, , no uso de 
suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que consta do 
Processo nº 48500.005471/2017-56, decide: conhecer do Recurso Administrativo 
interposto pela Força Eólica do Brasil em face do Despacho nº 2.881/2017, emitido pela 
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM, que definiu 
montantes isentos de ressarcimento das Usinas Eólicas - EOLs Calango 1, Calango 2, 
Calango 3, Calango 4 e Calango 5, para, no mérito, dar-lhe provimento parcial para: (i) 
retificar os montantes de ENF_DT apresentados no referido Despacho, correspondentes 
ao quarto ano de apuração para as usinas Calango 1 e Calango 3, respectivamente, para 
1.346,56 MWh e 1.163,86 MWh; e (ii) determinar à Câmara de Comercialização de 
Energia - CCEE que recontabilize os montantes de ENF_DT, conforme expresso no item (i) 
desta decisão. 
 
107. 
Vejamos, ainda que tenha anotado o Relator no Voto condutor da matéria concordância 
com registros da área técnica, não se incorporou qualquer menção deliberativa à recomendação proposta 
pela área técnica no sentido de “(iii) não reconhecer, em nenhuma hipótese, situação de constrained-off 
para efeito de alívio financeiro de usinas que comercializam no Ambiente Livre parte ou a totalidade da 
energia gerada” (Nota Técnica nº 197/2017-SRM/ANEEL, fl. 9, §48, juntada ao processo nº 
48500.005471/2017-56). 
108. 
Tal situação se conformou deveras sensata e adequada. Primeiro, pois o caso em tela, pelas 
evidências coletadas recentemente, cuida de empreendimentos com energia comercializada 
predominantemente no ACR34. Fato adicional surge no exame do pedido recursal apresentada à época. 
Fortalecendo as citadas evidências, a Recorrente declara em seu pedido recursal o intuito de reconhecer 
montantes de geração restritos além dos montantes destinados ao ACR, uma vez ter asseverado que 
“mostra-se inequívoco que os montantes produzidos acima dos limites do CCEAR constituem energia 
excedente de propriedade dos agentes geradores, a quem cabe, privativamente, decidir sobre sua 
 
34 Consulta realizada no sítio da CCEE, em 21/03/2021, às 13:47, ao Resultado Consolidado dos leilões – 03/2021, planilha data de referência 
de 17/03/2021.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, , no uso de
suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que consta do
Processo nº 48500.005471/2017-56, decide: conhecer do Recurso Administrativo
interposto pela Força Eólica do Brasil em face do Despacho nº 2.881/2017, emitido pela
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM, que definiu
montantes isentos de ressarcimento das Usinas Eólicas - EOLs Calango 1, Calango 2,
Calango 3, Calango 4 e Calango 5, para, no mérito, dar-lhe provimento parcial para: (i)
retificar os montantes de ENF_DT apresentados no referido Despacho, correspondentes
ao quarto ano de apuração para as usinas Calango 1 e Calango 3, respectivamente, para
1.346,56 MWh e 1.163,86 MWh; e (ii) determinar à Câmara de Comercialização de
Energia - CCEE que recontabilize os montantes de ENF_DT, conforme expresso no item (i)
desta decisão.

Fl. 26 de 37 
comercialização no ACL ou no MCP”. (§17 do Recurso Administrativo protocolizado em 25/09/2017, Sic 
48513.033294/2017-00) 
109. 
Em segundo, pois era sabido, àquela época, da instrução de processos destinados ao exame 
de recursos, pendentes de decisão em última instância administrativa, cuidando de negativas da área 
técnica a respeito de projetos comercializados no ACL. 
110. 
Uma dessas instruções, inclusive, atualmente consta de minha relatoria, para análise de 
recurso interposto em face do Despacho nº 137, de 22 de janeiro de 2018, que decidiu por “negar 
provimento ao pedido da Força Eólica do Brasil de reconhecer constrained-off para fins de compensação 
financeira (i) das usinas Caetité 2 e Caetité 3, por já terem entregue os montantes contratados no ano de 
apuração, no âmbito dos CCEAR relativos ao 2º LFA/2010; e ii) e da usina Caetité 1, por não existir 
previsão regulatória que garanta os montantes livremente contratados no Ambiente Livre”. 
111. 
Noutro caso, destinado a analisar outro pedido de constrained-off de empreendimentos do 
ACL, nos autos do processo 48500.006221/2014-91, a SRM negou o pleito pelo Despacho nº 2.964, de 15 
de setembro de 2017, e, quando a matéria foi levada para julgamento pela Diretoria da ANEEL, embora o 
relator tenha sinalizado em seu voto no sentido de manter a decisão de primeira instância administrativa, 
o caso está atualmente em pedido de vista da Diretora Elisa Silva, ou seja, suspenso. 
112. 
Em seu voto, que caminhou no sentido de negar o reconhecimento do constrained-off para 
eólicas do ACL, o Relator Diretor Sandoval, com as devidas vênias, fez uma leitura a contrário senso das 
disposições legais. 
§ 10. As regras de comercialização deverão prever o pagamento de encargo para cobertura dos 
custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que 
compreenderão, entre outros: (Incluído pela Lei nº 13.360, de 2016) 
[...] 
24. Assim, em atendimento ao diploma legal, não pode a ANEEL aprovar pagamento de 
quaisquer compensações por energia não gerada (constrained-off) no caso concreto 
para usinas que comercializam energia no ACL, gerando o pagamento de ESS a débito 
de outros usuários do sem expressa previsão em Regras de Comercialização. 
(Grifos nosso). 
 
113. 
Contudo, conforme apontei nos parágrafos 62 e 63 acima, quanto às elementares legais 
que alerta de que as Regras “deverão prever”, a Aneel não possui discricionariedade para, simplesmente,

Fl. 27 de 37 
não estabelecer a forma de pagamento. O pagamento, tanto do ACL quanto do ACR, deriva da previsão 
legal, qual seja o art. 1º, §10, da Lei nº 10.848/2004 (com as alterações da Lei nº 13.360/2016) e não 
prescinde de previsão regulatória (parecer 42/2021/PFANEEL/PGF/AGU35, §§ 34 e 42). Portanto, a priori, 
a manifestação do Diretor indica interpretação que está incompatível com a letra da lei e com a orientação 
jurídica, emanada nos presentes autos. 
114. 
Em tempo, indico similar consideração à posição do relator da instrução ultimada no 
Despacho nº 377, de 2018, eis que o voto indica posicionamento análogo de que não haveria “base legal, 
regulatória ou contratual que imponha à ANEEL a obrigação de conceder alívio financeiro, em detrimento 
do consumidor, em caso de constrained-off para empreendimentos que comercializam energia no 
Ambiente Livre, em qualquer modalidade”. 
115. 
Em suma, avalio que, tendo em vista o disposto no art. 1º, §10, da Lei nº 10.848/2004, 
incluído pela Lei nº 13.360/2016, a Aneel agirá corretamente ao indenizar por constrained-off de eólicas 
do ACL por meio do ESS. 
116. 
Considero ainda que foram emitidos contundentes posicionamentos quanto ao tema, que 
solidificaram pretensões a serem protegidas pelo princípio da Confiança Legítima, vez que no processo de 
definição das Regras 2015.1.0 fora emitido voto36 que deu encaminhamento ao ponto e avaliação 
técnica37 que corroborou com a justeza do ato, bem como seguiram-se de dois casos38 nos quais 
reconheceu-se o direito, para além de julgados pendentes de deliberação em última instância sobre 
pleitos exclusivamente destinados a tratar de empreendimentos do ACL 
117. 
Em minha leitura, não seria razoável supor que, diante dessas sinalizações, o agente 
deveria compreender que o tratamento que a Aneel daria a casos seguintes seria exatamente o inverso 
desses. Daí compreender que a expectativa do agente no sentido de tais posicionamentos fossem 
 
35 Inteiro teor do parecer disponível no Documento Sic nº 48516.000596/2021-00. 
36 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2015687_1.pdf, acessado em 20/03/2021, 22h30. 
37 Nota Técnica nº 123/2014, fl. 7, §17, juntada ao processo nº 48500.004563/2014-76 
38 No âmbito da Diretoria, conforme voto condutor completo, acompanhado do despacho dele decorrente, podem ser 
encontrados no documento Sic nº 48512.006142/2014-00, relativo ao processo 48500.006221/2014-91; e no âmbito da SEM 
(atual SEM), por meio do Despacho nº 379/2015, fundamentado na NT 22/2015-SEM/ANEEL, de 12 de fevereiro de 2014, que 
consta do mesmo processo.

Fl. 28 de 37 
reiterados é compreensível e deve ser protegida pela Administração; o contrário que não se demonstra 
compatível com a juridicidade que o caso requer. 
118. 
Diante disso, compreendo afastada qualquer argumentação de que haveria clara mudança 
de interpretação sobre o tema, por conta de decisão única em última instância, sem qualquer anotação 
em seu conteúdo deliberativo para afastar de forma explícita o tratamento regulatório inaugurado pela 
REN nº 637, de 2014. 
119. 
Transpassado tal ponto, perceba-se que, quando da abertura da AP 34/2019, o relator 
constatou39 existirem na Aneel pedidos para reconhecimento de constrained-off pendentes de 
julgamento, os quais encontram-se sobrestados no âmbito da SRG, à espera da definição do tratamento 
regulatório a ser providenciado à matéria. Apresentou na oportunidade uma proposta da 
Superintendência, de que após a publicação da REN, os procedimentos e critérios para apuração de 
restrição de operação por constrained-off de usinas eólicas a serem estabelecidos pelo normativo seriam 
aplicados a esses casos. 
120. 
Em razão disso, o relator propôs suspender a análise dos pedidos de reconhecimento de 
constrained-off até o fechamento da presente AP. Tal fato foi consubstanciado por meio do Despacho nº 
2.30340, de 20 de agosto de 2019. 
121. 
Contudo, na proposta apresentada pelo relator para a conclusão da AP, além de avaliar que 
a REN deveria entrar em vigor em outubro de 2021, entendeu que os casos passados não seriam 
submetidos à REN. A proposta de vacatio foi proposta diante de considerações do ONS e da CCEE, de 
cunho de adaptação, enquanto a não retroação foi avalizada pela Procuradoria, que assim entendeu com 
base na Lei de Introdução às Normas do Direito Brasileiro (LINDB) e em princípios gerais. 
46. Quanto à incidência de novas leis a contratos em vigor, a regra geral é a de que a lei 
não prejudicará o direito adquirido e o ato jurídico perfeito (art. 6º, LINDB; art. 5º, XXXVI, 
CF/88). Cuida-se de norma que privilegia o princípio da segurança jurídica prevenindo a 
retroatividade da lei. Assim, “toda lei tem efeito imediato, isto é, incide aos direitos e à 
vida desde a sua entrada em vigor, colhendo todos os efeitos que resultarão das relações 
jurídicas que já se iniciaram e que se constituírem sob a sua vigência. E assim se mantém 
até que nova lei a revogue, expressa ou tacitamente [...]. A vigência da lei tem em mira o 
presente e o futuro” [GUERRA, Alexandre Dartanhan de Mello. Artigo 6º. Comentários 
gerais ao dispositivo. Irretroatividade da lei e segurança jurídica. In: CUNHA FILHO, 
 
39 Voto disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/adsp20192303_1.pdf, acessado em 20/03/2021, 22h30. 
40 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20192303.pdf.

Fl. 29 de 37 
Alexandre Jorge Carneiro da. Et al (coords.) Lei de Introdução às Normas do Direito 
Brasileiro – Anotada. Decreto- Lei nº 4.657, de 4 de setembro de 1942. Vol. I. São Paulo: 
Quartier Latin, 2019, p. 355]. 
47. Na mesma linha, Adilson Abreu Dallari [Artigo. 25. In: Senador Antonio Anastasia. 
Segurança jurídica e qualidade das decisões públicas; desafios de uma sociedade 
democrática. Estudos sobre o Projeto de Lei no 349/2015, que inclui, na Lei de Introdução 
às Normas do Direito Brasileiro, disposições para aumentar a segurança jurídica e a 
eficiência na aplicação do direito público. Brasília: Senado Federal, 2015, p.31] expõe que 
"desde o Direito Romano, tempus regit actum, ou seja, a licitude ou a consequência 
jurídica de qualquer ato deve ser aferida segundo a lei vigente no momento de sua 
prática. É essencial e indispensável que cada cidadão, ao agir ou decidir, sempre saiba, 
antecipadamente, quais serão as consequências de sua opção. Para isso servem as 
normas jurídicas: para permitir essa antevisão; e para assegurar que aquelas 
determinadas consequências irão perdurar ao longo do tempo". 
48. Portanto, embora seja possível que a nova norma alcance os efeitos prospectivos de 
atos produzidos antes da sua vigência, a regra geral é a de que atos normativos não 
retroagem para alcançar fatos passados: no caso, seriam as restrições ocorridas antes da 
entrada em vigor da nova resolução. O tema é especialmente relevante quando se está a 
analisar relações de trato sucessivo ou de natureza contínua. Tem-se, nesse sentido, que 
a lei nova deve respeitar todos os efeitos jurídicos ocorridos sob a égide da lei anterior. 
(Parecer 42/2021/PFANEEL/PGF/AGU41) 
 
122. 
Cabe destacar que ambas as considerações – tanto a da vacatio quanto a de não retroação 
da REN – foram razoáveis. Desde a publicação do Despacho nº 2.303/201942 até a entrada em vigor da 
REN, os casos permaneceram paralisados, sem desfecho administrativo. Há, inclusive, prejuízo efetivo 
para os agentes, que com isso deixam de obter uma tutela por parte da Aneel.  
123. 
Na prática, os casos atinentes ao ACL já estavam, tacitamente, suspensos mesmo antes 
dessa deliberação explícita emanada pelo supracitado Despacho. Entendimento distinto, estaria a 
resolver os casos do ambiente livre por meio de uma interpretação extensiva de ausência de 
jurisprudência administrativa. Todavia, essa interpretação desconsideraria os precedentes e as 
particularidades dos casos concretos. 
124. 
Embora não deva a REN nº 927, de 2021, retroagir, os casos concretos devem ser 
deliberados, a luz das orientações anteriores, já esposadas acima, as quais reconheceram o direito a 
constrained-off de eólicas do ACL. Compreendo que é a forma de compatibilizar o que observou a 
Procuradoria, a proposta transitória sedimentada na norma com base na solicitação de tempo para 
 
41 Inteiro teor do parecer disponível no Documento Sic nº 48516.000596/2021-00. 
42 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20192303.pdf.

Fl. 30 de 37 
adaptação formulada pelo ONS e os direitos dos agentes. Nesse cenário que proponho, os casos poderão 
ser instruídos normalmente. 
125. 
Não necessariamente deverá a norma atual ser aplicada para o passado, mas o aprendizado 
adquirido em seu processo de construção, ao lado dos posicionamentos já emitidos pela Aneel, deve servir 
de parâmetros para os julgamentos que ficaram pendentes. Afinal, não é porque em certo momento foi 
emitida uma norma a regular os casos futuros, que estaríamos autorizados a ignorar os pleitos anteriores, 
cujo embasamento para deferimento está em decisões emitidas tanto no processo de aprovação das 
Regras 2015.1.0, mediante a edição da REN nº 637/2014, quanto no julgamento de casos concretos. 
126. 
Alegar que não há publicação de Caderno de Regras de Comercialização, ou mesmo 
defender que não há norma que regulamente a apuração de geração constrita para o ACL, resultaria na 
desconstituição de todo um arcabouço regulatório que se amoldou ao longo tempo, haja vista a origem 
comum de toda a discussão sobre a viabilidade de reconhecimento regulatório de eventos de restrição 
em usinas eólicas como constrained-off. 
127. 
O Voto condutor da deliberação que terminou na REN nº 637, de 2014, é expresso, direto 
e claro ao anotar que o ressarcimento por restrições do sistema vale tanto para o ACR quanto para o ACR, 
conforme se mostra: 
16. Para possibilitar o ressarcimento de energia não fornecida por restrições elétricas 
para usinas sem CVU declarado, a SEM recomenda, para operacionalização imediata, que 
a CCEE realize as seguintes alterações nas REGRAS 2015.1.0: 
CER: adequação da descrição do acrônimo ENF_DT; 
CCEAR: adequação da descrição dos acrônimos ENF_DTF. (energia não fornecida no ano) 
e ENF_DTQ (energia não fornecida no quadriênio); 
ACL: a CCEE deverá excepcionalmente realizar o ressarcimento do encargo por meio de 
ajuste utilizando Mecanismo Auxiliar de Cálculo. 
(grifos adicionados) 
 
128. 
Argumentar em contrário senso, nos levaria a questionar o deslinde histórico sobre o 
assunto e a própria solução normativa promulgada recentemente. Vejamos, via de regra, como já 
vislumbramos, os cálculos dos montantes restritos, sejam eles relacionados ao ACR, realizados em maior 
número, sejam os atinentes ao ACL, suspensos tacitamente por razão de cautela até a finalização do

Fl. 31 de 37 
procedimento de normatização, possuem respaldo legal, são passíveis de mensuração e constituem justa 
expectativa de apuração pelos agentes setoriais. 
129. 
Pois bem, após percorrer todos esses aspectos, compreendo que o pagamento do 
constrained-off por ESS, seja para o ACL ou ACR, nasce do art. 1º, §10, da Lei nº 10.848/2004, a partir 
de 2016, quando a norma foi alterada pela Lei nº 13.360/2016, não podendo ser obstaculizado por conta 
da suposta inexistência de ato normativo. 
130. 
Ora, cumpre reiterar que a Lei impôs à Aneel a inclusão de metodologia de pagamento do 
encargo para ambos os ambientes, mas não nos deu a liberdade de impedi-lo. E, pelo meu olhar, em linha 
com todo o exposto anteriormente, houve, em que pese tacitamente sobrestado por dever de cautela da 
Administração, e ainda há, total amparo à apuração e pagamento de restrição de operação por 
constrained-off de usinas eólicas participantes, total ou parcialmente, do ambiente livre de 
comercialização. 
131. 
Dito isso, passo às considerações sobre o cálculo de montante de energia passível a ser 
ressarcido a título de constrained-off no tocante aos Requerimentos Administrativos submetidos à 
Agência pela Santa Vitoria do Palmar. 
 
II.3 – Do cálculo do constrained-off decorrente de eventos de restrição de geração das usinas 
outorgadas à Santa Vitória do Palmar 
132. 
Superadas as supostas vedações ao reconhecimento da apuração e pagamento por 
constrained-off dos casos em tela, devemos avançar à mensuração dos montantes passíveis de 
compensação. 
133. 
Uma vez demandadas por este Relator, as Superintendências manifestaram-se por meio 
das Notas Técnicas nº 32 e 36, de 2021. Inicialmente, deve-se registrar que o prazo judicial exíguo para 
deliberação dos casos concretos após edição de norma sobre a matéria e as restrições de expediente 
administrativo da CCEE, impuseram restrição de acesso a informações de maior consistência e resultaram 
na necessidade de adoção de premissas e algumas simplificações.

Fl. 32 de 37 
134. 
De todo modo, a SRM e SRG inicialmente conseguiram definir montantes de energia 
restrita por fatores externos do sistema elétrico e estimar valores financeiros a serem compensados às 
Requerentes via ESS. Para tanto, seguiram os referenciais técnicos de cálculos anteriores43, esclarecendo 
que o cálculo da energia não fornecida era “obtido por meio do menor valor entre: i) a disponibilidade 
publicada em Portaria do MME para o mês de referência; e ii) geração estimada em função da medição 
anemométrica disponível”. 
135. 
Aproveitando o ensejo da retirada da matéria da pauta da 11ª RPO, salienta-se, a pedido 
das Requerentes, exatamente para possibilitar interações que pudesse melhor esclarecer aspectos 
quanto à estiva dos montantes de geração restritos por fatores externos, foi possível interação das áreas 
com as Requerentes. 
136. 
No ponto, a SRG e SRM solicitaram informações à Santa Vitório do Palmar, no tocante a (i) 
dados brutos de ventos de cada usinas, (ii) curva de potência dos aerogeradores, (iii) taxas de 
indisponibilidade das usinas e (iv) montante de energia não fornecida, acompanhado do devido memorial 
de cálculo da energia não fornecida44. 
137. 
Portando tais informações, as Superintendências estimaram os montantes de energia 
restritos, para cada empreendimento, nas datas dos eventos sistêmicos externos, indicando dois ajustes 
em relação à primeira análise. 
138. 
No primeiro deles, passou-se a adotar como referência os valores de restrição de potência 
informados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), eis que a aplicação de tal insumo afasta o 
uso de dados de geração horária e apresenta melhor aderência conceitual ao propósito de mensuração 
de restrições de ordem externa, pois não inclui indisponibilidades internas às usinas no cálculo da energia 
frustrada. 
139. 
O segundo aprimoramento adotado em relação à primeira análise foi exatamente aplicar 
nas estimativas os dados de energia frustrada consolidados e apresentados pelas próprias Requerentes. 
140. 
Deve-se fazer um aparte, nesse momento, de que os dados apresentados não reportavam 
as informações de forma fidedigna ao solicitado pelas áreas, haja vista os montantes restritos de geração 
 
43 Notas Técnicas nº 126/2014-SEM/ANEEL e nº 022/2015-SRM/ANEEL. 
44 Detalhamento das informações solicitadas constam do parágrafo 6 do Ofício nº 016/2021-SRG-SRM/ANEEL

Fl. 33 de 37 
terem sido apresentados de forma desmembrada, em intervalos segmentados, para cada evento. De toda 
sorte, as Superintendências puderam realizar a agregação dos dados enviados em base diária, com 
proporcionalização aos valores de energia frustrada com base nos dados do ONS. Essa consolidação foi 
descrita como adequada e representativa à finalidade em discussão45. 
141. 
Uma vez de posse desse montante de energia frustrada – definido como o menor valor 
entre Energia Frustrada apurada pela disponibilidade da garantia física e a Energia Frustrada apurada pela 
estimativa de geração a partir dos dados anemométricos – apurou-se montante financeiro devido, em 
valores históricos, com a adoção do PLD médio semanal correspondente a cada evento de restrição 
informado pelas Requerentes. 
Tabela 2 - Energia Frustrada (MWh) e Valoração ao PLD (R$) 
Ano/Mês/Usina 
Energia Frustrada (MWh) 
Valoração ao PLD (R$) 
2019 
fev 
AURA MANGUEIRA 4 
12,58 
4.553,58 
AURA MANGUEIRA 6 
63,75 
23.069,24 
AURA MANGUEIRA VII 
231,10 
83.626,11 
AURA MANGUEIRA XI 
8,32 
3.011,99 
AURA MANGUEIRA XV 
92,68 
33.535,69 
AURA MIRIM II 
423,41 
153.188,09 
AURA MIRIM VIII 
121,30 
43.893,32 
EOL AURA MANG 13 
148,67 
53.799,65 
EOL AURA MANG 17 
160,11 
57.938,31 
EOL AURA MANGUEIRA12 
46,93 
16.982,02 
EOL AURA MIRIM IV 
160,46 
58.060,00 
EOL AURA MIRIM VI 
109,81 
39.729,93 
mar 
AURA MANGUEIRA 4 
17,62 
4.608,50 
AURA MANGUEIRA 6 
83,67 
21.888,68 
AURA MANGUEIRA VII 
298,33 
78.035,95 
AURA MANGUEIRA XI 
11,35 
2.969,54 
AURA MANGUEIRA XV 
120,52 
31.526,55 
AURA MIRIM II 
546,08 
142.873,66 
AURA MIRIM VIII 
156,07 
40.827,79 
EOL AURA MANG 13 
191,91 
50.199,69 
EOL AURA MANG 17 
206,64 
54.053,57 
EOL AURA MANGUEIRA12 
61,32 
16.038,84 
 
45 14. A consolidação diária mostra-se adequada ao propósito, pois, de acordo com as informações enviadas pelo ONS, das 912 
horas de restrição de operação das usinas eólicas do Conjunto Marmeleiro 2, 764 horas (~84 %) ocorreram durante 
aproximadamente um dia inteiro.
  Ano/Mês/Usina      Energia Frustrada (MWh)      Valoração ao PLD (R$)  

Fl. 34 de 37 
Ano/Mês/Usina 
Energia Frustrada (MWh) 
Valoração ao PLD (R$) 
EOL AURA MIRIM IV 
207,37 
54.248,13 
EOL AURA MIRIM VI 
141,90 
37.122,75 
abr 
AURA MANGUEIRA 4 
6,52 
1.251,37 
AURA MANGUEIRA 6 
31,74 
6.091,36 
AURA MANGUEIRA VII 
114,08 
21.890,10 
AURA MANGUEIRA XI 
4,25 
814,79 
AURA MANGUEIRA XV 
45,85 
8.797,38 
AURA MIRIM II 
208,08 
39.928,09 
AURA MIRIM VIII 
59,73 
11.461,99 
EOL AURA MANG 13 
73,38 
14.080,09 
EOL AURA MANG 17 
78,97 
15.154,30 
EOL AURA MANGUEIRA12 
23,33 
4.477,45 
EOL AURA MIRIM IV 
79,09 
15.176,22 
EOL AURA MIRIM VI 
54,07 
10.375,29 
jul 
AURA MANGUEIRA 4 
0,49 
83,59 
AURA MANGUEIRA 6 
1,72 
293,31 
AURA MANGUEIRA VII 
5,49 
939,14 
AURA MANGUEIRA XI 
0,28 
47,67 
AURA MANGUEIRA XV 
2,28 
389,59 
AURA MIRIM II 
9,90 
1.691,81 
AURA MIRIM VIII 
2,85 
487,78 
EOL AURA MANG 13 
3,53 
603,67 
EOL AURA MANG 17 
3,79 
647,21 
EOL AURA MANGUEIRA12 
1,22 
207,96 
EOL AURA MIRIM IV 
3,79 
648,06 
EOL AURA MIRIM VI 
2,58 
440,46 
2020 
jan 
AURA MANGUEIRA 4 
36,72 
12.285,91 
AURA MANGUEIRA 6 
173,77 
58.139,42 
AURA MANGUEIRA VII 
619,33 
207.205,51 
AURA MANGUEIRA XI 
23,65 
7.911,08 
AURA MANGUEIRA XV 
250,48 
83.801,26 
AURA MIRIM II 
1.133,68 
379.297,44 
AURA MIRIM VIII 
323,78 
108.324,65 
EOL AURA MANG 13 
398,42 
133.298,05 
EOL AURA MANG 17 
429,04 
143.541,90 
EOL AURA MANGUEIRA12 
127,38 
42.616,21 
EOL AURA MIRIM IV 
430,73 
144.108,72 
EOL AURA MIRIM VI 
294,79 
98.626,34 
fev 
AURA MANGUEIRA 4 
3,34 
637,24
  Ano/Mês/Usina      Energia Frustrada (MWh)      Valoração ao PLD (R$)  

Fl. 35 de 37 
Ano/Mês/Usina 
Energia Frustrada (MWh) 
Valoração ao PLD (R$) 
AURA MANGUEIRA 6 
20,26 
3.869,30 
AURA MANGUEIRA VII 
76,66 
14.641,99 
AURA MANGUEIRA XI 
2,40 
458,62 
AURA MANGUEIRA XV 
30,34 
5.795,51 
AURA MIRIM II 
140,82 
26.897,28 
AURA MIRIM VIII 
40,39 
7.714,48 
EOL AURA MANG 13 
49,32 
9.421,32 
EOL AURA MANG 17 
53,17 
10.156,75 
EOL AURA MANGUEIRA12 
15,12 
2.888,21 
EOL AURA MIRIM IV 
53,23 
10.168,17 
EOL AURA MIRIM VI 
36,48 
6.967,61 
abr 
AURA MANGUEIRA 4 
0,53 
21,13 
AURA MANGUEIRA 6 
3,59 
142,43 
AURA MANGUEIRA VII 
13,88 
550,93 
AURA MANGUEIRA XI 
0,40 
16,05 
AURA MANGUEIRA XV 
5,46 
216,80 
AURA MIRIM II 
25,51 
1.012,43 
AURA MIRIM VIII 
7,32 
290,42 
EOL AURA MANG 13 
8,93 
354,51 
EOL AURA MANG 17 
9,64 
382,37 
EOL AURA MANGUEIRA12 
2,70 
107,17 
EOL AURA MIRIM IV 
9,64 
382,67 
EOL AURA MIRIM VI 
6,61 
262,39 
set 
AURA MANGUEIRA 4 
0,12 
16,73 
AURA MANGUEIRA 6 
0,40 
57,05 
AURA MANGUEIRA VII 
1,26 
180,20 
AURA MANGUEIRA XI 
0,07 
9,44 
AURA MANGUEIRA XV 
0,53 
75,16 
AURA MIRIM II 
2,28 
324,96 
AURA MIRIM VIII 
0,65 
93,48 
EOL AURA MANG 13 
0,81 
115,82 
EOL AURA MANG 17 
0,87 
124,17 
EOL AURA MANGUEIRA12 
0,28 
40,26 
EOL AURA MIRIM IV 
0,87 
124,45 
EOL AURA MIRIM VI 
0,59 
84,57 
Total Geral 
9.305,20 
2.785.518,82 
Fonte: Nota Técnica nº 36, de 2021.
  Ano/Mês/Usina      Energia Frustrada (MWh)      Valoração ao PLD (R$)  
  Total Geral      9.305,20      2.785.518,82  

Fl. 36 de 37 
142. 
As Superintendências asseveram em sua análise que os resultados apurados anteriormente 
“[…] destoam daqueles apresentados pelo agente gerador na Carta CE/CGNBE/100-2021, em que foram 
apresentados os valores de 10.643,04 MWh de Energia Frustrada e R$ 3.134.619,16 valorados ao PLD”. 
143. 
Com efeito, a SRG e SRM esclareceram, após exame do memorial de cálculo protocolizado, 
ser possível, em parte, explicação para a discrepância nos valores em razão de critério adotado na 
averiguação no mínimo valor entre a energia frustrada decorrente da disponibilidade das usinas e aquela 
estimada com base nos dados anemométricos. 
144. 
Nos cálculos submetidos pelas Requerentes, o valor mínimo é apurado em base mensal, ou 
seja, são somados todos os valores de energia frustrada de cada evento de restrição, nas duas dimensões 
mencionadas anteriormente, para então se identificar o menor dos montantes de energia não gerada 
dentre essas duas variáveis. 
145. 
No processamento realizado pelas Superintendências a apuração do menor valor entre o 
montante restrito decorrente da apuração com base na disponibilidade das usinas e aquele estimado com 
base nos dados anemométricos é feito por evento, em um determinado dia. O somatório desses valores 
apurados para cada ocasião de restrição define o montante mensal final. 
146. 
Depreende-se da instrução, e dos referenciais disponíveis atinentes às deliberações 
passadas, ser tanto quanto melhor adotar para a estimativa de eventos passiveis de caracterização como 
constrained-off, e, por conseguinte, dos montantes de energia com custo de oportunidade alocado ao 
gerador, o evento de restrição. Assim, quanto mais detalhada a discretização possível de ser empregada 
no método, mais acurada se mostrará a apuração de restrição de operação46. 
147. 
Por esse motivo, com base em todo o exposto, na parcela da energia destinada ao ACL das 
usinas em questão, compreendo por reconhecer o direito das Requerentes a ajustes financeiros, 
conforme valores históricos especificados na Tabela 2, via Mecanismo Auxiliar de Cálculo, a título de 
constrained-off, os quais deverão sofrer atualização pela CCEE conforme disposições constantes nas 
regras vigentes. 
 
46 Deve-se ainda indicar como referência à metodologia aplicada pelas Superintendências no presente caso, o método adotado 
na Nota Técnica nº 22, de 2015, da SRM, que apurou valores de energia não fornecida por evento de restrição, segundo 
parágrafos 13 a 15.

Fl. 37 de 37 
 
III. 
DIREITO 
148. 
O presente voto tem fundamento em: Lei nº 9.427/1996; Lei nº 10.848/2004; Lei nº 
11.943/2009; 
Decreto 
nº 
5.163/2004; 
e 
Decreto 
nº 
6.353/2008; 
no 
Parecer 
nº 
42/2021/PFANEEL/PGF/AGU; no voto condutor da Resolução Normativa (REN) 637/2014, Nota Técnica nº 
123/2014-SEM/ANEEL e Despacho nº 379/2015-SEM/ANEEL, todos que constam do processo 
48500.006211/2014-91. 
 
IV. 
DISPOSITIVO 
149. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.001284/2021-80, voto por dar 
provimento aos Requerimentos Administrativos apresentados pela Santa Vitoria do Palmar Energias 
Renováveis S.A. I a XII com vistas à apuração de restrição de operação por constrained-off de usinas eólicas, 
de modo a: 
(i) 
no âmbito de parcela de energia destinada ao Ambiente de Contratação Regulada 
(ACR), reconhecer o disposto na instrução resultante na Resolução Normativa nº 
927, de 2021, que os valores de energia restritos por eventos categorizados como 
constrained-off respeitem a jurisprudência administrativa consolidada na análise de 
casos precedentes à edição da referida norma; e 
(ii) 
no âmbito de parcela de energia destinada ao Ambiente de Contratação Livre 
(ACL), determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) que, na 
primeira contabilização do Mercado de Curto Prazo referente ao mês subsequente 
ao da publicação desta decisão, realize os ajustes financeiros especificados na 
Tabela 2 deste Voto, via Mecanismo Auxiliar de Cálculo, a débito dos consumidores 
do submercado impactado pelas restrições categorizadas como constrained-off. 
 
Brasília, 20 de abril de 2021. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor