REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1032/2022
Tipo de documento: texto_integral
Ementa: Consolida os atos regulatórios relativos à elaboração do Programa Mensal da Operação Energética – PMO, e para a formação do Custo Marginal da Operação – CMO e do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD; à atualização do valor do patamar da função de custo do déficit de energia elétrica; e aos critérios e procedimentos para o cálculo dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD e do valor da tarifa de energia de otimização, referente à cessão de energia efetuada pelo comercializador de energia da Usina Hidroelétrica Itaipu, e revogam as Resoluções Normativas ANEEL 795 de 5 de dezembro de 2017; 843, de 2 de abril de 2019; 858, de 1 de outubro de 2019 e a 910, de 15 de dezembro de 2020.
Assunto: Consolidação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-02
Autor: ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.032, DE 26 DE JULHO DE 2022
Consolida os atos regulatórios relativos à
elaboração do Programa Mensal da Operação
Energética – PMO, e para a formação do Custo
Marginal da Operação – CMO e do Preço de
Liquidação de Diferenças – PLD; à atualização do
valor do patamar da função de custo do déficit de
energia elétrica; e aos critérios e procedimentos
para o cálculo dos limites máximo e mínimo do
Preço de Liquidação de Diferenças(PLD) e do valor
da tarifa de energia de otimização referente à
cessão de energia efetuada pelo comercializador
de energia da Usina Hidroelétrica Itaipu (TEOItaipu).
Texto Compilado
Voto
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –ANEEL,
conforme a Portaria nº 139, de 18 de maio de 2022 no uso de suas de suas atribuições regimentais, de
acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o que consta na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro
de 1996; na Lei nº 9.648, de 28 de maio de 1998; na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; no Decreto
nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; no Decreto nº 4.550, de 27 de dezembro de 2002; no Decreto nº
72.707, de 28 de agosto de 1973; Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004; no Decreto nº 5.081, de 14
de maio de 2004; no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004; na Resolução do Conselho Nacional de
Política Energética - CNPE nº 7, de 14 de dezembro de 2016; na Resolução CNPE nº 22, de 5 de outubro
de 2021; e o que consta dos Processos 48500.003207/2010-10, 48500.004659/2014-34,
48500.005442/2017-94, 48500.001825/2018-74, 48500.005003/2020-87 e 48500.003434/2022-71
resolve:
Art. 1º Consolidar, nos termos desta Resolução, os atos regulatórios relativos:
I - à elaboração do Programa Mensal da Operação Energética – PMO e à formação do Custo
Marginal da Operação – CMO e do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD;
II - à atualização do valor do patamar da função de custo do déficit de energia elétrica; e

III - aos critérios e procedimentos para o cálculo dos limites máximo e mínimo do Preço de
Liquidação de Diferenças (PLD) e do valor da tarifa de energia de otimização referente à cessão de
energia efetuada pelo comercializador de energia da Usina Hidroelétrica Itaipu (TEOItaipu).
Art. 1º-A. Estabelecer critérios e procedimentos para avaliação dos aprimoramentos em
metodologias, parâmetros e modelos computacionais relacionados às atividades de planejamento e
programação da operação e de formação de preço de curto prazo, conforme disposto nos incisos II e III
do parágrafo único do art. 1º da Resolução CNPE nº 1, de 12 de março de 2024, ou regulamentação
superveniente. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
Art. 1º-B Estabelecer critérios e procedimentos para a gestão dos dados de entrada da cadeia
de modelos computacionais de suporte ao planejamento e programação da operação eletroenergética
e de formação de preço. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
CAPÍTULO I
DA ESTRUTURA DO PMO
CAPÍTULO I
DA COERÊNCIA E INTEGRAÇÃO EM METODOLOGIAS, PARÂMETROS METODOLÓGICOS E MODELOS
COMPUTACIONAIS
(Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
Art. 1º-C A avaliação dos aprimoramentos em metodologias, parâmetros metodológicos e
modelos computacionais relacionados às atividades de planejamento e programação da operação e de
formação de preço de curto prazo, deverá ser conduzida com transparência, previsibilidade, clareza,
celeridade, rastreabilidade, participação social e foco em resultados. (Incluído pela REN ANEEL 1.144,
de 09.12.2025)
§ 1º O Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução desenvolverá as
atividades técnicas do comitê de governança específica da Resolução CNPE nº 1, de 12 de março de
2024, ou regulamentação superveniente. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
§ 2º Anualmente, o Comitê Técnico ouvirá os agentes setoriais para a definição dos
aprimoramentos de que trata o caput. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
§ 3º A definição de que trata o § 2º terá horizonte bianual, devendo o Comitê Técnico
priorizar os aprimoramentos que melhorem o sinal de preço de curto prazo frente à operação
eletroenergética, reduzam encargos setoriais e aperfeiçoem a eficiência computacional. (Incluído pela
REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
§ 4º O Comitê Técnico deverá deliberar e encaminhar à ANEEL até 31 de maio de cada ano
as propostas de aprimoramentos em metodologias e parâmetros metodológicos de que trata o caput,

as quais deverão ser previamente submetidas a processo de participação social pelo prazo mínimo de
45 (quarenta e cinco) dias. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
§ 5º As propostas de aprimoramentos em metodologias e parâmetros metodológicos
encaminhadas conforme parágrafo anterior serão aprovadas pela ANEEL até 31 de julho de cada ano
para início de vigência a partir da primeira semana operativa do ano subsequente ou em data posterior.
(Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
CAPÍTULO I-A
DA ESTRUTURA DO PMO
(Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
Art. 2º O PMO tem por objetivo estabelecer as metas e diretrizes eletroenergéticas da
operação do Sistema Interligado Nacional – SIN, de forma a assegurar a otimização dos recursos
disponíveis para atendimento da carga.
Art. 3º O PMO será elaborado e coordenado pelo ONS, com apoio da CCEE e participação
dos agentes setoriais, em reunião mensal, a qual deverá ser gravada e transmitida via internet.
§ 1º Os estudos para o PMO compreenderão até 5 (cinco) anos, em base mensal e por
patamar de carga, sendo o primeiro mês discretizado em etapas semanais.
§ 1º Os estudos para o PMO compreenderão até 5 (cinco) anos, em base mensal e por
patamar de carga, sendo, no mínimo, o primeiro mês discretizado em etapas semanais, a primeira
semana discretizada em base diária e o primeiro dia em base semi-horária. (Redação dada pela REN
ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 1º-A O mês operativo compreende o período que se inicia à 0h00min do sábado que
antecede ou coincide com o primeiro dia do mês de interesse do estudo e termina às 24h00min da
última sexta-feira que antecede o início do mês subsequente, sendo composto pelo conjunto de
semanas operativas. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º As semanas operativas compreendidas no estudo correspondem ao período que se
inicia à 0h00min do sábado e termina às 24h00min da sexta-feira subsequente e abrangem todos os dias
do mês a que se refere o estudo, podendo também incluir dias dos meses adjacentes.
§ 3º A atualização da Função de Custo Futuro – FCF do modelo de médio prazo, conforme
parágrafo 1º do art. 4º, será feita mensalmente quando da elaboração do PMO, observado o disposto
no art. 27 desta Resolução.
§ 4º Os estudos para o PMO deverão ser revistos, com periodicidade máxima semanal.

§ 5º Nas revisões semanais deverão ser incorporadas informações atualizadas referentes ao
estado do sistema, às previsões de carga e afluências e aos demais dados que tenham a periodicidade
de atualização inferior a 1 (um) mês, conforme art. 5º.
§ 6º A atualização da FCF do modelo de curto prazo, conforme parágrafo 2º do art. 4º, será
feita semanalmente, observado o disposto no art. 22 desta Resolução.
§ 5º Nas revisões semanais e diárias deverão ser incorporadas informações atualizadas
referentes ao estado do sistema, às previsões de carga e afluências e aos demais dados que tenham a
periodicidade de atualização inferior a 1 (um) mês, conforme art. 5º. (Redação dada pela REN ANEEL
1.078, de 28.11.2023)
§ 6º A atualização da FCF do modelo de curto prazo, conforme parágrafo 2º do art. 4º, será
feita semanalmente, observado o disposto no art. 27 desta Resolução. (Redação dada pela REN ANEEL
1.078, de 28.11.2023)
Art. 4º Para a elaboração do PMO deverão ser adotados modelos de otimização compatíveis
com o horizonte de simulação, cujo uso deverá ser previamente autorizado pela ANEEL.
§ 1º O modelo para otimização hidrotérmica para subsistemas equivalentes interligados de
médio prazo determina a estratégia de operação de até cinco anos, de forma a minimizar o valor
esperado do custo total de operação ao longo do período de planejamento da operação.
§ 2º O modelo para otimização da operação de curto prazo com base em usinas
individualizadas determina a estratégia que minimize o valor esperado do custo total de operação para
o horizonte do planejamento da operação, considerando as usinas individualizadas que compõem os
sistemas hidrotérmicos interligados.
§ 3º O modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo tem o objetivo de determinar,
por usina hidroelétrica e unidade geradora termoelétrica, um despacho hidrotérmico de mínimo custo
operativo para o sistema para um período de até duas semanas e discretizado em patamares
cronológicos com duração mínima de meia hora.
Art. 4º Para a elaboração do PMO e revisões deverão ser adotados modelos de otimização
eletroenergética compatíveis com o horizonte de simulação, cujo uso deverá ser previamente
autorizado pela ANEEL até o PMO anterior ao de sua implementação. (Redação dada pela REN ANEEL
1.078, de 28.11.2023)
Art. 4º Para a elaboração do PMO e revisões deverão ser adotados modelos de otimização
eletroenergética compatíveis com o horizonte de simulação, cujas atualizações de versões serão
avaliadas pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, o qual deverá submetê-las a
processo de participação social pelo prazo mínimo de 30 dias, e aprová-las até o PMO anterior ao de sua
implementação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)

§ 1º O modelo para otimização da operação de médio prazo determina a estratégia de
operação de até cinco anos, de forma a minimizar o valor esperado do custo total de operação ao longo
do período de planejamento da operação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º O modelo para otimização da operação de curto prazo com base em usinas
individualizadas determina a estratégia que minimize o valor esperado do custo total de operação,
acoplando-se ao modelo de médio prazo. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 3º O modelo para otimização da operação de curtíssimo prazo tem como objetivo:
(Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
I - Determinar um despacho eletroenergético de mínimo custo operativo para o sistema para
um período de até duas semanas, acoplando-se ao modelo de curto prazo; e (Incluído pela REN ANEEL
1.078, de 28.11.2023)
II - A formação do CMO semi-horário. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 4º Os ajustes de novas versões dos modelos de otimização eletroenergética que decorram
de correção de erros ou ajustes relacionados à dimensão numérica de variáveis ou à formatação de
dados de entrada e saída, poderão ser tratados em um rito expedito de aprovação, sob a coordenação
do ONS e CCEE no âmbito do Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, devendo ser
incorporados nas futuras versões autorizadas pela ANEEL. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 4º Os ajustes de novas versões dos modelos de otimização eletroenergética que decorram
de correção de erros ou ajustes relacionados à dimensão numérica de variáveis ou à formatação de
dados de entrada e saída, poderão ser tratados em um rito expedito de aprovação, sob a coordenação
do ONS e CCEE no âmbito do Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução. (Redação dada
pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
Art. 4º-A. Novos modelos computacionais satélites ou aprimoramentos daqueles existentes,
cujos resultados são utilizados como insumos aos modelos de otimização eletroenergética, deverão ser
avaliados e aprovados pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, que também
estabelecerá o prazo entre a divulgação e a sua implementação, observada a antecedência mínima de
um mês operativo. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 4º-A. As propostas de aprimoramentos de parâmetros não metodológicos serão
avaliadas pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, o qual deverá submetê-las a
processo de participação social pelo prazo mínimo de 30 (trinta) dias, e aprová-las até o PMO anterior
ao de sua implementação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
Art. 4º-B. Novos modelos computacionais satélites ou aprimoramentos daqueles existentes,
cujos resultados são utilizados como insumos aos modelos de otimização eletroenergética, deverão ser
avaliados e aprovados pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, que também

estabelecerá o prazo entre a divulgação e a sua implementação, observada a antecedência mínima de
um mês operativo. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
Art. 4º-C. O Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução estabelecerá o prazo
para implementação dos aprimoramentos para modelagem de dados de entrada que forem objeto de
sua avaliação e aprovação. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
Art. 5º A sistemática, prazos, responsabilidades e produtos para elaboração do PMO deverão
constar dos Procedimentos de Rede do ONS, devendo conter, no mínimo:
Art. 5º A sistemática, prazos, responsabilidades e produtos para elaboração do PMO deverão
constar dos Procedimentos de Rede do ONS, de modo a conter, no mínimo: (Redação dada pela REN
ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
I - base de dados do PMO e de suas revisões;
II - responsabilidades dos participantes do PMO;
III - cronograma de envio e análise das informações necessárias para a elaboração do PMO
e de suas revisões;
IV - cronograma de atualização das informações necessárias para a elaboração do PMO e de
suas revisões;
III - prazos para envio, obtenção e análise das informações necessárias para a elaboração do
PMO e de suas revisões; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
IV - periodicidade de atualização das informações necessárias para a elaboração do PMO e
de suas revisões; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
V - descrição das etapas do processo do PMO;
VI - produtos do PMO.
§ 1º Caso haja necessidade de atualização de informação para o PMO cujo prazo esteja em
desacordo com os cronogramas de que trata o inciso IV, deverá ser dada publicidade aos agentes com
antecedência não inferior a um mês do PMO. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º Não se aplica o disposto no § 1º para os casos de erros de que trata o art. 27 desta
Resolução. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)

CAPÍTULO II
DAS DIRETRIZES E INFORMAÇÕES A SEREM CONSIDERADAS NO PMO E SUAS REVISÕES
Art. 6º É de responsabilidade do ONS incorporar as informações e os dados nos modelos
utilizados no PMO e suas revisões.
Art. 6º É de responsabilidade do ONS incorporar as informações e os dados nos modelos
utilizados no PMO e suas revisões, respeitada a vigência do dado, o horizonte de otimização, a data de
processamento e as especificidades de cada modelo de otimização eletroenergética. (Redação dada pela
REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 1º Os agentes participantes do PMO deverão analisar as informações e os dados e
submeter ao ONS os eventuais comentários e as necessidades de alterações detectadas.
§ 2º As informações consideradas no PMO devem ser rastreáveis e os processos do ONS para
o PMO devem ser reprodutíveis.
§ 3º No horizonte comum dos modelos de otimização, os dados e informações considerados
deverão estar compatíveis.
§ 3º No horizonte comum dos modelos de otimização eletroenergética, os dados e
informações considerados deverão estar compativeis. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 4º O ONS deverá considerar, na definição da política operativa, a melhor representação
possível nos modelos de otimização eletroenergética do SIN e de suas restrições operativas por meio
dos dados de entrada. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 7º A oferta considerada nos estudos energéticos é composta pelos empreendimentos
de geração em operação comercial e por suas previsões de expansão, além dos intercâmbios
internacionais.
Art. 7º A oferta considerada nos estudos eletroenergéticos é composta pelos
empreendimentos de geração existentes, em operação comercial, porsuas previsões de expansão e
novos empreendimentos. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 1º Serão simuladas individualmente:
I - usinas hidrelétricas e termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU declarado,
despachadas centralizadamente;
II - usinas hidrelétricas cuja operação hidráulica afete ou seja afetada pela operação de
usinas simuladas individualmente; e

III - excepcionalmente, usinas não enquadradas nos critérios anteriores, desde que
respaldadas por justificativa técnica do ONS ou regulamentação específica.
§ 2º As demais usinas, não enquadradas no § 1º, serão representadas por blocos de energia
a serem abatidos da carga global.
§ 2º As demais ofertas, não enquadradas no § 1º, serão representadas por estimativas de
geração definidas em Procedimentos de Rede. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 3º No caso de decisão da ANEEL de encaminhar ao MME proposta de declaração de
caducidade de Contrato de Concessão de empreendimento de geração, o ONS deverá retirar o referido
empreendimento da base de dados do PMO. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 7º-A. A carga de energia elétrica considerada nos estudos eletroenergéticos deve ser
projetada conforme previsto nos Procedimentos de Rede contendo, no mínimo, a descrição da
metodologia de previsão de carga, e os procedimentos e ferramentas para obtenção, análise,
consistência e disponibilização da previsão de carga consolidada. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
Art. 7º-B. A oferta ou a carga de que trata esse capítulo poderá considerar a microgeração
distribuída, minigeração distribuída e mecanismos de resposta da demanda nos modelos de otimização
eletroenergética, conforme descrito nos Procedimentos de Rede. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
Parágrafo único. Os mecanismos de resposta da demanda devem observar o disposto na
Resolução Normativa nº 1.030, de 26 de julho de 2022, ou regulamentação superveniente. (Incluído pela
REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 8º O ONS deverá atualizar os pontos de fronteira entre os submercados que compõem
o SIN a cada revisão quadrimestral do Plano da Operação Energética – PEN.
Art. 8º O ONS deverá atualizar os pontos de fronteira entre os submercados que compõem
o SIN a cada revisão quadrimestral do ciclo anual de Planejamento da Operação Energética. (Redação
dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 1º A atualização de que trata o caput não poderá alterar o submercado de agente de
geração ou de consumo.
§ 2º O ONS deverá dar publicidade, com a possibilidade de participação dos agentes
setoriais, antes de sua implementação.
§ 3º As informações relacionadas à atualização dos pontos de fronteira deverão ser
disponibilizadas no sítio eletrônico do ONS.

Seção I
Usinas Simuladas Individualmente
Art. 9º O ONS deverá atualizar a oferta a ser considerada no PMO e revisões, com base na
disponibilidade dos empreendimentos de geração.
§ 1º Para atualização da oferta relacionada à expansão da geração, deverá ser considerado
o cronograma de entrada em operação comercial, conforme estabelecido no art. 7º da Resolução CNPE
nº 22, de 2021.
§ 2º No caso de suspensão da operação comercial de unidade geradora, o agente de geração
responsável pela usina deverá declarar ao ONS cronograma de restabelecimento da operação.
§ 1º Para atualização da oferta relacionada à expansão da geração, deverá ser considerado
o cronograma de entrada em operação comercial, conforme estabelecido no art. 7º da Resolução CNPE
nº 22, de 2021, ou resolução superveniente. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º No caso de suspensão da operação comercial de unidade geradora, o agente de geração
responsável deverá declarar ao ONS cronograma de restabelecimento da operação. (Redação dada pela
REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 3º Poderá ser adotado cronograma diferente do citado no § 2º caso o acompanhamento
da ANEEL não esteja aderente ao cronograma declarado pelo agente responsável.
§ 3º-A. No caso de revogação ou extinção da outorga, ou no caso de decisão da ANEEL de
encaminhar ao MME proposta de declaração de caducidade de Contrato de Concessão de
empreendimento de geração, o ONS deverá retirar o empreendimento da base de dados do PMO,
respeitada a periodicidade de execução de cada um dos modelos. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 4º O agente de geração de usina termelétrica deverá declarar para o PMO e revisões a
disponibilidade da usina de forma compatível com o período que este disponha de comprovação de
suprimento de combustível.
§ 4º O agente de geração de usina termelétrica deverá declarar para o PMO e revisões a sua
disponibilidade de forma compatível com o período que este disponha de comprovação desuprimento
de combustivel. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 10. Para o PMO e revisões deverá ser utilizado o Custo Variável Unitário – CVU constante
do Contrato de Comercialização em Ambiente Regulado – CCEAR ou o CVU aprovado pela ANEEL, no
caso de usina termelétrica não comprometida com CCEAR.

§ 1º O agente de geração poderá declarar para o PMO suas revisões, valor inferior ao CVU
aprovado pela ANEEL ou atualizado pela CCEE.
§ 2º A declaração de CVU de que trata o §1º desse artigo deverá viger de acordo com o
período declarado pelo agente, limitado ao mínimo da semana operativa e máximo ao mês operativo
em questão, e, para os demais meses será considerado o CVU aprovado pela ANEEL ou atualizado pela
CCEE, observado o § 4º do art. 9º.
§ 1º O agente de geração poderá declarar para o PMO e suas revisões semanais, valor
inferior ao CVU aprovado pela ANEEL ou atualizado pela CCEE. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 2º A declaração de CVU de que trata o §1º desse artigo deverá viger de acordo com o
período declarado pelo agente, limitado ao mínimo referente à semana operativa e máximo ao mês
operativo em questão, e,para os demais meses será considerado o CVU aprovado pela ANEEL ou
atualizado pela CCEE, observado o §4º do art. 9º. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 3º No caso de declaração do CVU inferior ao CVU constante do CCEAR por opção do agente
termelétrico, o valor declarado substituirá, para todos os fins, o valor do CVU do respectivo contrato,
conforme Regras de Comercialização.
§ 4º Para a substituição do CVU conforme o §3º, os agentes termelétricos interessados
deverão se manifestar perante a CCEE e ONS, conforme procedimento específico a ser estabelecido
pelas entidades.
§ 4º Para a substituição do CVU conforme o §3º, os agentes termelétricos interessados
deverão se manifestar perante à CCEE e ao ONS, conforme procedimento específico a ser estabelecido
pelas entidades. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 5º A manifestação de que trata o parágrafo anterior será de inteira responsabilidade do
agente vendedor e não modificará suas obrigações previstas no CCEAR.
Art. 11. O ONS decidirá, em caráter definitivo, pelo acionamento de usina termelétrica que
utiliza como combustível o gás natural proveniente do Gás Natural Liquefeito – GNL quando o valor do
Benefício GNL, resultante do modelo de Curto Prazo, "m" meses à frente, for maior ou igual ao CVU da
usina.
§ 1º O procedimento de que trata o caput aplica-se exclusivamente ao empreendimento
com previsão de utilização de GNL que for objeto de CCEAR na modalidade Disponibilidade de Energia
Elétrica, decorrente de leilão de novos empreendimentos de geração realizados a partir de 5 de outubro
de 2007.
§ 1º O procedimento de que trata o caput aplica-se exclusivamente ao empreendimento
com previsão de utilização de GNL com necessidade de despacho antecipado que for objeto de CCEAR

na modalidade Disponibilidade de Energia Elétrica, decorrente de leilão de novos empreendimentos de
geração realizados a partir de 5 de outubro de 2007. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 2º O valor de "m" será aquele utilizado para o cálculo do Índice de Custo Benefício – ICB.
§ 3º Quando decidido pelo acionamento de que trata o caput, a usina termelétrica a GNL
será despachada após "m" meses, independentemente do valor do CMO.
§ 4º Quando despachada, a usina termelétrica irá receber o seu CVU, independentemente
do valor do CMO no momento do seu despacho.
§ 5º Incorrerá em indisponibilidade por falta de combustível, nos termos dos regulamentos
vigentes, a usina termelétrica a GNL que, tendo sido acionada com a antecedência estabelecida no caput
deste artigo, não cumprir com a geração pré-determinada pelo ONS, independentemente do valor do
CMO.
Art. 12. A usina termelétrica a GNL poderá ser despachada para atender razões elétricas e
de segurança energética, respeitada a antecedência estabelecida no art. 11 desta Resolução.
Seção II
Usinas Não Simuladas Individualmente
Seção II
Centrais Geradoras Não Simuladas Individualmente
(Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 13. A representação da geração das usinas não simuladas individualmente em operação
comercial, deverá ser considerada com base na média mensal do histórico dos últimos cinco anos de
geração líquida disponibilizada ao SIN de cada usina, agregada por subsistema, por mês e por patamar
de carga, para todo o horizonte de planejamento.
§ 1º A CCEE deverá informar ao ONS os valores de geração de que trata o caput, conforme
acordo operacional.
§ 2º O ONS deverá obter os valores de geração de que trata o caput das usinas que injetam
energia na rede de distribuição ou nas Demais Instalações de Transmissão – DIT, e que não possuam
medição registrada na CCEE.
§ 3º Para as usinas não simuladas individualmente com menos de 5 anos de histórico de
geração líquida disponibilizada ao SIN, deverá ser considerada a média do histórico existente. (Excluído
pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)

§ 4º Caso a usina tenha menos de um ano de operação comercial, serão utilizados nos meses
sem histórico de geração, os montantes de energia conforme metodologia de que trata o art. 14, de
forma a completar um ano de informações. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 5º No caso de usinas de autoprodução, com carga associada no mesmo sítio, a geração de
que trata o caput deverá ser bruta. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 6º Usina com operação comercial suspensa não deve ser representada na oferta de que
trata o caput a partir do PMO posterior à referida suspensão. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
Art. 13. Deverá ser considerada a representação da geração das centrais geradoras não
simuladas individualmente nos modelos de otimização eletroenergética, com base em estimativa de
geração, cuja representação pode ser agregada segundo as especificidades e as granularidades espacial
e temporal de cada modelo, em todo o horizonte de planejamento e programação. (Redação dada pela
REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 1º O ONS e a CCEE deverão obter os dados necessários à estimativa de que trata o caput,
conforme acordo operacional. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º Central geradora com operação comercial suspensa ou com revogação da outorga não
deve ser representada na oferta, respeitando, para atualização dos dados de entrada, a periodicidade e
os prazos de execução de cada um dos modelos conforme Procedimentos de Rede. (Redação dada pela
REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 14. Para as usinas não simuladas individualmente que não iniciaram sua operação
comercial, o montante de energia a ser considerado será calculado pela soma de suas potências
instaladas multiplicada por um fator calculado pelo ONS. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 1º Para usinas hidrelétricas, eolioelétricas e fotovoltaicas, o fator de que trata o caput será
calculado, por mês, fonte, submercado e patamar de carga, e será dado pela soma da razão entre a
média da geração líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina, dividido pelo
número de usinas. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º Para usinas termelétricas o fator de que trata o caput será calculado, por mês, fonte,
submercado, patamar de carga e ambiente de comercialização, e será dado pela soma da razão entre a
média da geração líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina alocada a cada
ambiente, dividido pelo número de usinas de cada ambiente. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 3º Para as usinas de que trata o § 2º, a potência por usina será alocada proporcionalmente
ao seu montante contratado no Ambiente de Contratação Regulada e a sua Disponibilidade para o
Ambiente de Contratação Livre. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)

§ 4º Para fins de aplicação do disposto § 3º, no Ambiente de Contratação Regulada deverão
ser considerados montantes contratados nos leilões de energia elétrica, incluindo os Leilões de Energia
de Reserva, e no âmbito do PROINFA. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 5º No caso de usinas com menos de 5 anos de operação, serão considerados no cálculo do
fator somente os meses em que a usina esteve em operação. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
Art. 15. As gerações de que trata o art. 13 e os fatores de que trata o art. 14 serão atualizados
anualmente e utilizados a partir do PMO de maio de cada ano, sendo contemplada a apuração de dados
pelo período de cinco anos, encerrado no mês de dezembro do ano anterior.
Parágrafo único. A atualização e utilização de que trata o caput, no que se refere aos
patamares de carga, ocorrerá a partir do PMO de maio de 2020. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
Art. 15. Para os modelos de médio, curto e curtíssimo prazo, as estimativas de que trata o
art. 13 serão atualizadas conforme especificado nos Procedimentos de Rede. (Redação dada pela REN
ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 16. As usinas não simuladas individualmente com cronograma de entrada em operação
comercial futuro deverão ser representadas a partir de sua data de entrada em operação comercial
conforme estabelecido no art. 7º da Resolução CNPE nº 22, de 2021.
Art. 16. As centrais geradoras não simuladas individualmente com cronograma de entrada
em operação comercial futuro deverão ser representadas a partir de sua data de entrada em operação
comercial conforme estabelecido no art. 7º da Resolução CNPE nº 22, de 2021, ou resolução
superveniente. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 16-A. A descrição da metodologia de representação da geração das centrais geradoras
não simuladas individualmente nos modelos de otimização eletroenergética deverá constar dos
Procedimentos de Rede. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Parágrafo único. As alterações metodológicas deverão ser avaliadas pelo Comitê Técnico de
que trata o Capítulo VII desta Resolução, devendo sua implementação ocorrer após a alteração dos
Procedimentos de Rede. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
CAPÍTULO III
DOS RESULTADOS DO PMO
Art. 17. O PMO e suas revisões semanais e diárias terão como um dos produtos o Custo
Marginal de Operação – CMO, por intervalo semi-horário e por barra do sistema, que servirá de
referência para a política ótima de operação e para a formação do preço.

§ 1º O horário limite para divulgação do CMO bem como a previsão de protocolos de
contingência no caso da impossibilidade de publicação no referido horário, deverão estar previstos nos
Procedimentos de Rede.
§ 1º O horário limite para divulgação do CMO bem como os protocolos de contingência no
caso da impossibilidade do processamento de cada um dos modelos de otimização eletroenergética ou
da publicação no referido horário, deverão estar previstos nos Procedimentos de Rede. (Redação dada
pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º Os resultados do PMO devem ser disponibilizados para todos os agentes
simultaneamente.
Art. 18. O ONS deverá emitir documento contendo os principais resultados e diretrizes do
PMO e suas revisões, bem como seus pontos de destaque.
§ 1º No documento de que trata o caput, deverão estar explicitados os despachos
programados fora da ordem de mérito de custo, bem como as respectivas motivações para cada
despacho.
Art. 18. O ONS deverá emitir documentos contendo os principais resultados e diretrizes do
PMO e suas revisões, bem como seus pontos de destaque. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 1º Nos documentos de que trata o caput, deverão estar explicitados os despachos
programados fora da ordem de mérito de custo, bem como as respectivas motivações para cada
despacho. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º No caso dos despachos por restrição elétrica, deverão ser indicadas, quando couber, as
obras previstas nos estudos de planejamento da transmissão necessárias para evitar o despacho.
CAPÍTULO IV
DA FORMAÇÃO DO PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DAS DIFERENÇAS – PLD
Art. 19. O PLD tem por objetivo valorar os montantes que serão liquidados no Mercado de
Curto Prazo – MCP, tendo por base principal o resultado do PMO.
Art. 19. O PLD tem por objetivo valorar os montantes que serão liquidados no Mercado de
CurtoPrazo - MCP, tendo por base principal as informações utilizadas para elaboração do PMO. (Redação
dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Parágrafo único. O PLD será determinado diariamente, por submercado, com granularidade
horária, limitado por valores máximos e mínimo, conforme Capítulo V desta Resolução.

Art. 20. O processo de cálculo do PLD será elaborado e coordenado pela CCEE, com apoio do
ONS.
§ 1º Para a formação do PLD, a CCEE deverá utilizar os mesmos modelos e dados de entrada
adotados pelo ONS para elaboração do PMO e revisões, desconsiderando-se as restrições elétricas
internas a cada submercado.
§ 1º Para a formação do PLD, a CCEE deverá utilizar os mesmos modelos e dados de entrada
adotados pelo ONS para elaboração do PMO e revisões, desconsiderando-se as restrições elétricas
internas a cada submercado e as informações que se enquadrem na antecedência de publicidade
descritas a seguir: (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
I- Atualização de informação para o PMO que esteja em desacordo com o inciso IV do art.
5º, deverá ser dada publicidade aos agentes com antecedência não inferior a um mês operativo do PMO,
de acordo com o previsto pelo Art. 6º da Resolução CNPE nº 22, de 2021, ou resolução superveniente.
(Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
I - Atualização de informação para o PMO que esteja em desacordo com o inciso IV do art.
5º, deverá ser dada publicidade aos agentes com antecedência não inferior a um mês operativo do PMO,
de acordo com o previsto no parágrafo 2º do art. 6º da Resolução CNPE nº 1, de 2024, ou resolução
superveniente. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
II - No caso da implementação das atualizações descritas abaixo, deverá ser dada publicidade
aos agentes com antecedência não inferior a um mês operativo do PMO: (Incluído pela REN ANEEL
1.078, de 28.11.2023)
a) Atualização excepcional em dado de entrada decorrente de autorização pelo CMSE;
(Incluída pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
b) Decisão por órgão ou instituição competente interna ou externa ao setor elétrico até a
data de realização do PMO anterior, previamente autorizada pelo CMSE; e (Incluída pela REN ANEEL
1.078, de 28.11.2023)
c) Definição ou atualização excepcional de restrição hidráulica promovida por órgão
competente de licenciamento ambiental ou outorga de recursos hídricos, decidida até a data de
realização do PMO anterior. (Incluída pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º Deverão ser representadas na formação do PLD as restrições elétricas internas que
impactam a capacidade de intercâmbio entre submercados:
I - cuja eliminação necessita de solução de planejamento; ou
II - que a previsão de recomposição seja superior a um mês.

§ 3º A alteração de que trata o inciso II do § 2º deve ser feita sempre na elaboração do PMO.
§ 4º O ONS deverá manter atualizado na internet relatório com as restrições elétricas
internas aos submercados que possam impactar a capacidade de intercâmbio entre os mesmos,
conforme estabelecido no §2º.
§ 5º O horário limite para divulgação do PLD, bem como a previsão de protocolos de
contingência no caso da impossibilidade de publicação no referido horário, deverão estar previstos nas
Regras ou Procedimentos de Comercialização.
§ 5º O horário limite para divulgação do PLD, bem como os protocolos de contingência no
caso da impossibilidade do processamento de cada um dos modelos de otimização eletroenergética ou
de publicação no referido horário, deverão estar previstos nas Regras ou Procedimentos de
Comercialização. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 21. A CCEE deverá realizar reuniões mensais com os agentes para tratar da
adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados dos modelos de otimização.
Art. 21. A CCEE deverá realizar reuniões mensais com os agentes para tratar da
adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados dos modelos de otimização eletroenergética.
(Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Parágrafo único. A reunião de que trata o caput deverá ser realizada após a reunião do PMO,
e tratará, no mínimo, dos seguintes temas:
I - apresentação das principais modificações nos arquivos de entrada dos modelos de
formação de preço;
II - análise dos principais fatores que influenciam na formação do PLD; e
III - validação, pelos agentes, da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados.
CAPÍTULO V
DOS LIMITES MÁXIMO E MÍNIMO DO PLD E DO VALOR DA TARIFA DE ENERGIA DE OTIMIZAÇÃO - TEO
Art. 22. Ficam estabelecidos dois limites máximos do PLD:
I - um limite máximo estrutural (PLDmax_estrutural); e
II - um limite máximo horário (PLDmax_horário).

§ 1º O PLDmax_estrutural corresponde ao nível de proteção ao risco de 95% da função
densidade de probabilidades da renda inframarginal, obtida do deck de revisão ordinária de garantia
física das usinas hidrelétricas, conforme metodologia disposta no Anexo desta Resolução.
§ 2º O PLDmax_horário deve ser calculado com base na média ponderada, pela potência
instalada, dos Custos Variáveis Unitários (CVUs) das usinas termelétricas a óleo diesel disponíveis no
deck do Programa Mensal da Operação (PMO) de setembro de 2019.
Art. 23. A vigência dos limites máximos do PLD dar-se-á da seguinte forma:
I - a partir de 1º de janeiro de 2020 para o PLDmax_estrutural; e
II - na mesma data de implementação do PLD horário no Mercado de Curto Prazo para o
PLDmax_horário.
§ 1º Os limites máximos do PLD serão atualizados pela ANEEL anualmente pela variação do
Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) a partir dos seguintes valores, a preços de
setembro de 2019:
I - R$ 556,58 / MWh, para o para o PLDmax_estrutural; e
II - R$ 1.141,85 / MWh, para o para o PLDmax_horário.
§ 2º A atualização de que trata o § 1º ocorrerá anualmente em dezembro para utilização em
janeiro do ano subsequente, sendo a primeira atualização em dezembro de 2019.
§ 3º A partir da vigência do PLDmax_horário, caso a média diária dos PLDs horários for
superior ao PLDmax_estrutural, a CCEE deve ajustar a série de PLDs horários até que a média de seus
valores seja igual ao PLDmax_estrutural.
§ 4º Respeitado o valor do PLDmin, o ajuste na curva diária de PLDs horários deve ser
realizado de forma uniforme e proporcional.
§ 5º O ajuste de que tratam os §§ 3º e 4º deve ser realizado para cada submercado, de forma
independente.
Art. 24. O valor mínimo do PLD será calculado anualmente pela ANEEL considerando o maior
valor entre:
I - a Tarifa de Energia de Otimização da UHE Itaipu (TEOItaipu); e
II - a Tarifa de Energia de Otimização (TEO) das outras usinas hidrelétricas do Sistema
Interligado Nacional.

Art. 25. No cálculo do valor da TEOItaipu, deverão ser consideradas as parcelas referentes
ao pagamento da cessão da energia do Paraguai, aos royalties, e à administração da usina pela
Eletrobras.
§ 1º As estimativas dos custos de geração da usina de Itaipu para o ano seguinte serão
fornecidas pela Itaipu Binacional.
§ 2º Na determinação da quantidade de energia cedida pelo Paraguai, deverá ser
considerada a metade da geração da usina prevista para o ano seguinte, subtraída da energia a ser
suprida diretamente à Administración Nacional de Electricidad - ANDE; e
§ 3º A conversão do valor, em dólares, da estimativa de custos de geração da UHE Itaipu
para a moeda nacional deverá ser efetuada pela média geométrica diária das Cotações de Fechamento
Ptax do dólar americano, publicadas pelo Banco Central do Brasil, no período de 1º de dezembro do ano
anterior até 30 de novembro do ano do cálculo.
Art. 26. No cálculo do valor da TEO, deverão ser considerados os custos incrementais
incorridos na operação e na manutenção das usinas hidrelétricas e o pagamento da compensação
financeira pelo uso dos recursos hídricos.
CAPÍTULO VI
DA IDENTIFICAÇÃO DE ERROS NO PROCESSO DE FORMAÇÃO DO PLD
CAPÍTULO VI
DA IDENTIFICAÇÃO DE ERROS NO PROCESSO DE FORMAÇÃO DO CMO E PLD
(Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 27. Na hipótese de identificação de erro no processo de formação do PLD, o ONS e a
CCEE deverão corrigi-lo, produzindo-se efeito no dia subsequente à identificação.
Art. 27. Na hipótese de identificação de erro no processo de formação do CMO e PLD, o ONS
e a CCEE deverão corrigi-lo em todos os modelos de otimização eletroenergética impactados,
produzindose efeito no dia subsequente à identificação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
§ 1º Os erros de que trata o caput referem-se:
I - à inserção de dados;
II - ao código fonte em qualquer programa da cadeia de modelos; ou
III - à representação de qualquer componente do sistema.

§ 2º A correção de que trata o caput deverá ser realizada inclusive na função de custo futuro.
§ 3º O ONS e a CCEE deverão informar à ANEEL a identificação de qualquer erro de que trata
este artigo, devendo ser justificada eventual impossibilidade de correção no prazo estabelecido no
caput.
§ 2º A correção de que trata o caput deverá ser realizada inclusive nas funções de custo
futuro. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 3º O ONS e a CCEE deverão formalizar à ANEEL a identificação de qualquer erro de que
trata este artigo, devendo ser justificada eventual impossibilidade de correção no prazo estabelecido no
caput. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 4º O ONS e a CCEE deverão dar publicidade à correção dos erros de que trata este artigo.
§ 5º O ONS e a CCEE deverão disponibilizar na internet, relatório contendo o apontamento
das falhas relacionadas ao erro e as propostas de ação de melhorias, além de relatório de
acompanhamento de sua implantação, quando for o caso.
§ 6º O prazo para disponibilização do relatório contendo o apontamento das falhas e as
propostas de ação de melhorias é de 30 (trinta) dias a contar da identificação do erro.
§ 6º O prazo para disponibilização do relatório contendo o apontamento das falhas e as
propostas de ação de melhorias é de 30 (trinta) dias após o término do mês operativo. (Redação dada
pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
CAPÍTULO VII
DO COMITÊ TÉCNICO
Art. 28. Deverá ser constituído comitê técnico, sob coordenação compartilhada do ONS e
CCEE, para tratar de assuntos relacionados à elaboração do PMO e do PLD.
§ 1º O comitê poderá ser dividido em subcomitês temáticos para avaliação dos dados de
entrada do PMO ou de propostas específicas relacionadas à elaboração do PMO e do PLD.
§ 2º Proposta de aprimoramento da regulação relacionada à elaboração do PMO e do PLD
deverá ser previamente submetida e aprovada pelo comitê técnico para ser submetida ao processo de
avaliação pela ANEEL.
§ 3º Deverá ser assegurada a representatividade dos diversos segmentos setoriais
associados ao ONS e à CCEE.

Art. 28. O comitê técnico, sob coordenação compartilhada do ONS e CCEE, tem por função
tratar de assuntos relacionados à elaboração do PMO e formação do PLD. (Redação dada pela REN
ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 1º O comitê será dividido em subcomitês temáticos para avaliação dos dados de entrada
do PMO, modelos computacionais, ou de propostas específicas relacionadas à elaboração do PMO e
formação do PLD. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 2º Proposta de aprimoramento da regulação relacionada à elaboração do PMO e formação
do PLD por iniciativa do Comitê deverá ser previamente aprovada pelo mesmo antes de ser submetida
à ANEEL. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 28. O comitê técnico, sob coordenação compartilhada do ONS e CCEE, tem por função
tratar de assuntos relacionados ao Planejamento e Programação da Operação e formação do PLD.
(Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
§ 1º O comitê técnico será composto por: (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de
09.12.2025)
I - Comissão deliberativa, composta de forma paritária entre as instituições, com a
participação de, no mínimo, 2 (dois) diretores do ONS e 2 (dois) diretores da CCEE; (Incluído pela REN
ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
II - Comissão gestora, composta de forma paritária entre as instituições e será integrada por
até 3 (três) gestores indicados pelo ONS e até 3 (três) gestores indicados pela CCEE; e (Incluído pela REN
ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
III - Coordenação de grupo técnico, composta de forma paritária entre as instituições e será
integrada por no mínimo 1 (um) representante de cada instituição; (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de
09.12.2025)
§ 2º Proposta de aprimoramento da regulação relacionada à elaboração do PMO e formação
do PLD por iniciativa do Comitê deverá ser previamente aprovada pela Comissão deliberativa antes de
ser submetida à ANEEL. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
§ 3º Deverá ser assegurada a representatividade dos diversos segmentos setoriais
associados ao ONS e à CCEE. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
§ 3º-A Os agentes devem atuar de forma ativa com contribuições técnicas e ferramental ao
longo do processo de construção de soluções e aprimoramentos. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de
09.12.2025)
§ 4º Deverão ser disponibilizadas na internet as datas, pautas e atas das reuniões, além dos
documentos relacionados aos temas tratados. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)

§ 5º O Comitê Técnico deverá promover a ampla divulgação das informações, em área de
livre acesso do seu sítio eletrônico, em seções específicas, incluindo, no mínimo, regimento interno,
estrutura organizacional, plano de trabalho, ritos processuais, documentação referente aos grupos de
trabalho, relatório de análise das contribuições e deliberações na íntegra. (Incluído pela REN ANEEL
1.144, de 09.12.2025)
Art. 29. A estrutura do comitê técnico, regimento interno, os subgrupos temáticos e demais
medidas necessárias à sua instituição deverão ser definidas pelo ONS e pela CCEE até 1º de janeiro de
2020.
Parágrafo único. O regimento mencionado no caput deverá conter, no mínimo:
I - os mecanismos de governança do comitê;
II - a forma de representação no comitê dos diversos segmentos setoriais associados ao ONS
e à CCEE;
II - a forma de determinação e seleção dos temas a serem a tratados pelo comitê; e
IV - o modelo de decisão do comitê.
Art. 29. O regimento interno do Comitê Técnico deverá ser homologado pela ANEEL, e
deverá conter, no mínimo: (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
I - os mecanismos de governança do comitê; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de
28.11.2023)
II - a forma de representação no comitê dos diversos segmentos setoriais associados ao ONS
e à CCEE; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
III - a forma de determinação e seleção dos temas a serem a tratados pelo comitê; (Redação
dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
IV - o modelo de decisão do comitê; e (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
V - a previsão para estabelecimento de prazo para manifestação dos agentes anteriormente
à validação de cada nova proposta. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 29. O regimento interno do comitê técnico deverá ser aprovado pela ANEEL, e deverá
conter, no mínimo: (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
I - A descrição dos mecanismos de governança do comitê; (Redação dada pela REN ANEEL
1.144, de 09.12.2025)

II - A forma de representação no comitê dos diversos segmentos setoriais associados ao ONS
e à CCEE; (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
III - A forma de determinação e seleção dostemas a serem a tratados pelo comitê; (Redação
dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
IV - O modelo de decisão do comitê; (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
V - O detalhamento dos ritos processuais conforme o tema associado; (Redação dada pela
REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
VI - O detalhamento dos mecanismos previstos para participação e manifestação dos
agentes, bem como das análises das contribuições pelo ONS e CCEE; e (Incluído pela REN ANEEL 1.144,
de 09.12.2025)
VII - A forma e procedimento para divulgação das deliberações, bem como dos
encaminhamentos necessários para implementação das propostas. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de
09.12.2025)
CAPÍTULO VIII
DA ATUALIZAÇÃO DO VALOR DO CUSTO DO DÉFICIT DE ENERGIA ELÉTRICA
Art. 30. A CCEE deverá atualizar anualmente o valor do patamar da função de custo do déficit
de energia elétrica pela variação do Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (IGP-DI) para o
período de doze (12) meses, tomando-se como base o mês de novembro de cada ano, que será utilizado
nos modelos de planejamento e programação da operação e cálculo do Preço de Liquidação das
Diferenças - PLD entre a primeira e a última semana operativa do ano subsequente à atualização.
Parágrafo único. A CCEE deverá informar o valor atualizado ao ONS e disponibilizá-lo no seu
sítio eletrônico, até o dia 20 de dezembro de cada ano.
CAPÍTULO IX
DAS DISPOSIÇÕES GERAIS
Art. 31. O ONS, com apoio da CCEE, deverá manter plataforma virtual relacionada ao
Programa Mensal da Operação – PMO e suas revisões, de forma a:
I - disponibilizar o arquivo de dados preliminares do PMO – deck preliminar, dos modelos
computacionais, bem como os documentos que o subsidiam, até o 1º dia útil da semana da reunião do
Programa Mensal da Operação – PMO;
I - permitir a participação dos membros associados do ONS, da CCEE, além da ANEEL,
Ministério de Minas e Energia – MME e Empresa de Pesquisa Energética – EPE;

III - permitir que sejam dirimidas dúvidas quanto aos dados de entrada e informações
referentes aos modelos de planejamento e programação da operação e formação de preço; e
IV - assegurar que os fatos relevantes que impactem a formação do preço sejam divulgados
aos agentes de forma simultânea e homogênea.
Art. 31. O ONS, com apoio da CCEE, deverá manter plataforma virtual relacionada ao PMO e
suas revisões, de forma a: (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
I - disponibilizar os arquivos de dados preliminares do PMO (decks preliminares), dos
modelos de médio e curto prazo, bem como os documentos que os subsidiam; (Redação dada pela REN
ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
II - permitir a participação dos membros associados do ONS, da CCEE, além da ANEEL,
Ministério de Minas e Energia – MME e Empresa de Pesquisa Energética – EPE; (Redação dada pela REN
ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
III - permitir que sejam dirimidas dúvidas quanto aos dados de entrada e informações
referentes aos modelos de planejamento e programação da operação e formação de preço; e (Redação
dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
IV - assegurar a publicidade aos agentes dos fatos relevantes que possam impactar a
formação do preço, de forma simultânea e homogênea, antes de sua implementação. (Redação dada
pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Art. 32. Será realizada Avaliação de Resultado Regulatório (ARR) do Capítulo V desta
Resolução para vigência a partir de 1º de janeiro de 2024.
Parágrafo único. Será realizada Avaliação de Resultado Regulatório (ARR) dos Capítulos I, II,
III, IV, VI e VII desta Resolução até 2030. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023)
Parágrafo único. Será realizada Avaliação de Resultado Regulatório (ARR) dos Capítulos I, IA,
II, III, IV, VI e VII desta Resolução após 2030. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025)
Art. 33. Ficam revogadas:
I - a Resolução Normativa nº 795 de 5 de dezembro de 2017;
II - a Resolução Normativa nº 843, de 2 de abril de 2019;
III - a Resolução Normativa nº 858, de 1 de outubro de 2019; e
IV - a Resolução Normativa ANEEL nº 910, de 15 de dezembro de 2020.

Art. 34. Esta Resolução entra em vigor em 1º de setembro de 2022.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
Este texto não substitui o publicado no D.O. de 02.08.2022, seção 1, p. 137, v. 160, n. 145 e o retificado
no D.O. de 21.11.2022.

ANEXO – METODOLOGIA PARA O CÁLCULO DO PLDmax_estrutural
1.1. O PLDmax_estrutural visa prover proteção ao mercado contra riscos sistêmicos, preservar níveis de
eficiência alocativa e apresentar sinal econômico dentro de uma perspectiva estrutural.
1.2. O PLDmax_estrutural corresponde ao nível de proteção ao risco de 95% da função densidade de
probabilidades da renda inframarginal.
1.3. A renda inframarginal é o benefício definido pela integral da diferença entre o preço de equilíbrio
e a curva de oferta do mercado.
1.4. Deve-se extrair, do modelo NEWAVE, empregado tanto no problema de minimização do custo total
de operação (custo presente e o custo futuro) como no problema de minimização do custo total de
expansão (custo de investimento e o custo de operação), os pares de "quantidade e preço" das usinas
simuladas ao longo de todo o horizonte do estudo de otimização (5 anos), para cada um dos 2.000 (dois
mil) cenários de afluência gerados.
1.5. No cálculo do PLDmax_estrutural, deve-se considerar o deck do NEWAVE utilizado na última revisão
ordinária de garantia física das usinas hidroelétricas despachadas centralizadamente, em conformidade
com a Portaria MME nº 178, de 3 de maio de 2017.
1.6. Para a construção das curvas de oferta e, posteriormente, para o cálculo da renda inframarginal,
deve-se considerar:
1.6.1. A geração das usinas termelétricas, hidroelétricas e das não despachada centralizadamente, bem
como as inflexibilidades das usinas termelétricas;
1.6.2. A atualização das variáveis econômicas envolvidas no processo (CVU e CMO); e
1.6.3. Os valores devem ser convertidos para a base anual, de modo que o resultado reflita um ciclo
hidrológico completo, o que implica dispor de 10.000 (dez mil) eventos para análise estatística (2.000
cenários em 5 anos de simulação).
1.7. Para a definição do PLDmax_estrutural, adota-se um nível de proteção contra os 5% eventos mais
gravosos em termos de renda inframarginal, o que equivale ao percentil 95 de sua curva de densidade
de probabilidades.