REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 755/2016
Tipo de documento: voto
Assunto: Aprovação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2016-12-19
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004717/2015-19
INTERESSADOS: Agentes do Setor Elétrico e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM.
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública 67/2016, instaurada para obter subsídios ao aperfeiçoamento das
Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação
(NSCL), versão 2017.1.0.
I. RELATÓRIO
Pelas Resoluções Normativas 428/2011; 456/2011; 511/2012; 533/2013; 551/2013; 578/2013;
601/2014; 619/2014; 637/2014; 684/2015; e 719/2016, foram aprovados e revisados os 24 módulos que
compõem as Regras de Comercialização de Energia Elétrica.
2. A fim de adequar, aperfeiçoar e ajustar as Regras de Comercialização a partir de janeiro de
2017, versão 2017.1.0, a CCEE encaminhou as Cartas CT-CCEE-2139/20161, de 25/8/2016, CT-CCEE2376/20162, de 29/6/2016, e CT-CCEE-2428/20163, de 28/9/2016, por meio das quais apresentou os módulos
listados no Quadro 1:
Quadro 1 – Módulos de REGRAS a serem alterados
Módulos
Medição Contábil
Mecanismo de Realocação de Energia
Contratos
Comprometimento de Usinas
Consolidação de Resultados
Penalidade de Energia
Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST
Reajuste dos Parâmetros da Receita de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR)
Receita de Venda de CCEAR
Contratação de Energia de Reserva
MCSD
Votos e Contribuição Associativa
Alocação de Geração Própria
Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear
Repasse do Risco Hidrológico no ACR (módulo novo)
Glossário de Termos
Fonte: Nota Técnica 281/2016–SRM/ANEEL.
1 A Carta CT-CCEE-2139/2016 encaminhou o maior número de módulos para a versão 2017.1.0.
A Carta CT-CCEE-2376/2016 encaminhou correção da expressão algébrica do módulo Comprometimento de Usinas nas versões
2
2015.1.4, 2016.1.1 e 2016.2.0, aprovadas pela Resolução Normativa 719/2016.
3 A Carta CT-CCEE-2428/2016 encaminhou novo conjunto de REGRAS, de forma a contemplar algumas questões discutidas no
processo de análise prévio.

3. Em 26/9/2016, a matéria veio a minha relatoria.
4. Em 5/10/2016, a SRM4 analisou as Regras de Comercialização propostas pela CCEE.
5. Em 11/10/2016, este Colegiado decidiu pela instauração Audiência Pública 67/2016, por
intercâmbio documental, no período de 13/10 a 11/11/2016, objetivando colher subsídios, para elaborar ato
regulamentar para a aprovar os 16 módulos das Regras de Comercialização.
6. As contribuições encaminhadas na Audiência Pública 67/2016 foram avaliadas e consolidadas
pela SRM e constam da Nota Técnica 281/2016-SRM/ANEEL, de 14/12/2016.
7. É o relatório
II. FUNDAMENTAÇÃO
8. Dentre os principais tópicos tratados na proposta de aprimoramento da Versão 2017.1.0 das
Regras de Comercialização, destaca-se os ajustes relativos a contratos decorrentes dos 6º, 7º e 8º Leilões de
Energia de Reserva, de modo a incorporar os conceitos introduzidos nesses contratos.
9. Para atender às diretrizes estabelecidas na Lei 13.203/2015, foram incluídos ajustes nos
processos de alocação de cotas de garantia física e de desconto na TUSD/TUST, além da criação de novo
módulo para Tratamento do Risco Hidrológico.
10. As Regras foram aprimoradas ainda para tratar a redução bilateral de CCEARs, em
conformidade com a REN 711/2016.
11. Em acordo com a REN 726/2016, foram incluídos ajustes no processo de MCSD de Energia
Existente, em razão da migração de consumidores especiais para o Ambiente de Contratação Livre – ACL.
12. Propôs-se alterar o módulo de Contratação de Energia de Reserva para ajustar o mecanismo
de Reconciliação Quadrienal de Contratos de Energia de Reserva, em conformidade com a REN 734/2016.
13. Outro ponto relevante de aprimoramento, compatível com a regulamentação vigente5, foi a
adequação do módulo de Alocação de Geração Própria, para redefinir sua forma de apuração.
14. Em relação aos temas remanescentes submetidos à Audiência Pública, o que apresentou
maior rebatimento, foi o que trata da nova valoração da penalidade de energia especial.
15. Assim, a AP 67/2016 recebeu 95 contribuições das seguintes instituições: Associação
Brasileira de Energia Eólica – ABEEÓLICA, Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de
Energia Elétrica – ABIAPE, Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de
Consumidores Livres – ABRACE, Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia – ABRACEEL,
Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE, Associação Brasileira de
Geração de Energia Limpa – ABRAGEL, AES BRASIL, Associação dos Produtores Independentes de Energia
– APINE, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, CELESC Distribuição, Associação da
Indústria de Cogeração de Energia – COGEN, COPEL, CPFL Energia, CPFL Energias Renováveis S.A.,
Nota Técnica 224/2016-SRM/ANEEL
4
5 REN 657, de 14/4/2015; Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; REN 427, de 22/2/2011; Submódulo 5.3
do PRORET (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA).

Energias do Brasil – EDP, Égide Serviços LTDA – ÉGIDE, ENEL GREEN POWER, F/G AGRO LTDA, FURNAS,
NEOENERGIA, PETROBRAS, SÃO JOÃO ENERGIA AMBIENTAL S.A., União da Indústria de Cana-deAçúcar – ÚNICA e VOTORANTIM ENERGIA LTDA.
16. Os detalhes e o exame das contribuições constam na Nota Técnica 281/2016-SRM/ANEEL. A
Tabela 1 apresenta o resumo do resultado da análise das contribuições recebidas:
Tabela 1 – Resumo das contribuições
Resultado Quantidade %
Aceita 14 15%
Parcialmente aceita 1 1%
Não aceita 70 74%
Não considerada 3 3%
Já prevista 7 7%
Total 95 100%
Fonte: Nota Técnica 281/2016-SRM/ANEEL.
17. As principais contribuições encaminhadas na AP, foram divididas nos seguintes temas:
a) alteração das Regras para cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST;
b) redução bilateral de CCEARs de que trata a REN 711/2016; e
c) nova valoração de penalidade de energia especial.
II.1. ALTERAÇÃO DAS REGRAS PARA CÁLCULO DO DESCONTO APLICADO À TUSD/TUST
18. O art. 26 da Lei 9.427/19966 passou por alterações promovidas pelas Leis 13.203/2015,
13.299/2016 e 13.360/2016. O referido artigo, concede a redução não inferior a 50% a ser aplicado as tarifas
de uso dos sistemas elétricos de transmissão e distribuição, incidindo na produção e consumo de energia, às
fontes hidráulicas, eólica, solar e biomassa, conforme critérios e condições estabelecidas.
19. Em suma, a comercialização de energia na condição de incentivada ou convencional e especial
ou não especial passa a ser viabilizada segundo critérios associados à (i) fonte, (ii) à potência injetada e (iii) a
data de participação em leilão ou autorização (a partir de 2016).
"Art. 26 (...)
6
(...)
§ 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou
inferior a 5.000 kW (cinco mil quilowatts) e para aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, conforme
regulamentação da Aneel, incluindo proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais, cuja potência injetada nos sistemas de
transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 kW (trinta mil quilowatts), a Aneel estipulará percentual de redução não
inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo
na produção e no consumo da energia: (Redação dada pela Lei nº 13.360, de 2016)
§ 1º-A Para empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e, conforme regulamentação da Aneel, cogeração
qualificada, a Aneel estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos
sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia proveniente de tais
empreendimentos, comercializada ou destinada à autoprodução, pelos aproveitamentos, desde que a potência injetada nos sistemas
de transmissão ou distribuição seja maior que 30.000 kW (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a 300.000 kW (trezentos mil
quilowatts) e atendam a quaisquer dos seguintes critérios: (Incluído pela Lei nº 13.203, de 2015)
I – resultem de leilão de compra de energia realizado a partir de 1º de janeiro de 2016; ou (Incluído pela Lei nº 13.203, de 2015)
II – venham a ser autorizados a partir de 1º de janeiro de 2016. (Incluído pela Lei nº 13.203, de 2015)
§ 1º-B. Os aproveitamentos com base em fonte de biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição seja
maior que 30.000 kW (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a 50.000 kW (cinquenta mil quilowatts) que não atendam aos critérios
definidos no § 1º-A, bem como aqueles previstos no inciso VI do caput, terão direito ao percentual de redução sobre as tarifas de uso
dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição previsto no § 1º, limitando-se a aplicação do desconto a 30.000 kW (trinta mil
quilowatts) de potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição. (Incluído pela Lei nº 13.299, de 2016)"

20. Cabe ressaltar que as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão –
TUSD/TUST são aquelas relacionadas ao uso das redes de transmissão e distribuição para o transporte de
energia no Sistema Interligado Nacional – SIN.
21. As tarifas são cobradas para remunerar as transmissoras e distribuidoras pela disponibilização
da rede aos usuários e são calculadas considerando o custo dessas instalações e os montantes de demanda
contratados no período de referência, que deve expressar a máxima potência injetada ou consumida.
22. Na abertura da AP 67/2016 foi proposto como parâmetro de aferição da potência injetada para
fins de concessão de desconto parcial, de que trata o § 1º-B do art. 26 da Lei 9.427/1996, a utilização do
Montante de Uso do Sistema de Distribuição e Transmissão – MUSD/MUST.
23. Nas regras algébricas, no Módulo Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST, o fator de
proporção do MUSD/MUST (F_MUSDT_30) é utilizado na determinação do valor da garantia física com
desconto (GFIS_DT), que por sua vez é o recurso do agente associado ao respectivo percentual de desconto
para comercialização de energia incentivada.
24. Várias instituições7 apresentaram contribuições no sentido de que o uso do MUSD/MUST como
parâmetro para aferição da potência injetada não é adequado, uma vez que a contratação realizada pelos
agentes pode estar superdimensionada para evitar penalidade de ultrapassagem da contratação. Assim,
justificam que o montante de uso contratado não reflete a potência injetada das usinas.
25. Alegam que a regra proposta pode prejudicar ou penalizar as usinas pela redução da garantia
física com direito ao desconto e estimulará a subcontratação da rede. Argumentam ainda que a proposta excede
ao estabelecido na Lei, uma vez que a legislação se refere ao termo "potência injetada" no sistema e não ao
montante contratado.
26. A SRM entende que, na regulamentação do art. 26 da Lei 9.427/1996, não é razoável, conforme
proposto pelas instituições, a utilização de uma metodologia para a produção, a ser aplicado às tarifas dos
geradores, e outra metodologia a ser aplicada somente na comercialização de energia incentivada, e
consequentemente no consumo.
27. A contratação de uso das instalações de distribuição e transmissão é responsabilidade dos
agentes. Portanto, o seu eventual superdimensionamento para evitar eventuais penalidades e sua
consequência no valor do desconto é fruto da gestão do agente no momento de contratar o uso do sistema.
28. Na avaliação da SRM, aplicar a proposta das instituições na produção, poderia resultar na
concessão de desconto completo em uma contratação superdimensionada em valores superiores aos 30 MW
contratados, o que é limitado por Lei. Em outras palavras, a inobservância do MUSD/MUST permitiria a
concessão de desconto sobre o valor da parcela associada à mitigação de risco do agente. E ainda, a referida
proposta utiliza da geração média mensal ou anual verificada acima dos 30 MWmédios e não potência, como
estabelece a Lei.
29. Os valores contratados de uso pelos agentes são utilizados para fins de definição das tarifas
TUSD/TUST, assim como o planejamento e otimização dos sistemas de distribuição e transmissão de forma a
atender a disponibilidade demandada pelos agentes.
30. Por tais razões, acompanho o entendimento da SRM de que deve ser mantida a proposta
submetida na abertura da AP. Dessa forma, não há prejuízo ou penalidade, uma vez que se garante que não
haverá perda do desconto na eventual ultrapassagem dos 30 MW de potência injetada. A discussão se delimita
7 ABIAPE, ABRACEEL, ABRAGEL, COGEN, CPFL RENOVÁVEIS, EDP, NEOENERGIA, ÚNICA e VOTORANTIM.

ao resultado do benefício concedido, pois se trata da definição do valor proporcional do desconto associada à
usina nessa condição.
31. Além disso, considerando as avaliações referentes à contratação do uso, entendo que o
MUSD/MUST não deve ser o único parâmetro observado no fator de redução da garantia física para fins de
desconto na TUSD/TUST (F_MUSDT_30) das Regras de Comercialização. Deve-se observar ainda a maior
potência injetada no ponto de conexão do sistema em um período de comercialização no mês de referência.
32. Este novo parâmetro possui relação com o montante de uso faturado, ou seja, caso o agente
ultrapasse o montante contratado, deve ser considerado o maior valor entre o contratado e o medido. Assim,
evita-se qualquer incentivo à subcontratação do uso da rede, em razão do benefício econômico do subsídio do
desconto na tarifa.
33. Destaco ainda os casos de ampliação das usinas, conforme disposto no §3º do art. 2 da REN
77/20048, que inicialmente não estava previsto na abertura da AP 67/2016.
34. Conforme verificado pela SRM junto à CCEE, não há viabilidade operacional de se implementar
nas Regras de Comercialização, com vigência a partir de janeiro de 2017, o tratamento a ser conferido aos
agentes que se enquadrem nesta condição.
35. Assim, a CCEE deverá encaminhar proposta de Regras de Comercialização, com as definições
e critérios necessários tratados na NT 281/2016–SRM/ANEEL, em até 90 dias, de modo a considerar as
situações enquadradas no §3º do art. 2 da REN 77/2004.
36. Houve ainda contribuições referentes à necessidade ou não de emissão de novo ato de
outorga, de modo a compatibilizar os atos vigentes com o disposto no § 1º-B do art. 26 da Lei 9.427/1996, que
concede o desconto parcial para as respectivas usinas que ultrapassarem os 30 MW de potência injetada.
37. Entendo não ser necessário a compatibilização dos atos de outorga dos empreendimentos que
já possuem a concessão de desconto, mesmo que neste ato esteja especificado que o desconto se aplica até
a potência injetada de 30 MW.
38. Assim, aqueles empreendimentos que atualmente possuem MUSD/MUST acima de 30 MW e
menor que 50 MW e que estão modelados na CCEE no perfil convencional especial poderão solicitar alteração
da modelagem para o perfil de incentivado especial, sem necessidade de novo ato de outorga.
39. Contudo, os demais empreendimentos que não possuem qualquer menção ao desconto na
TUSD/TUST deverão necessariamente solicitar emissão de novo ato de outorga, conforme já aprovado pela
REN 77/2004.

II.2. REDUÇÃO CCEARS REN 711/2016
BILATERAL DE DE QUE TRATA A
40. A REN 711/2016 estabeleceu critérios e condições para a celebração de acordos bilaterais
envolvendo CCEAR, que devem ter seus prazos e montantes registrados até o dia 25 do mês anterior ao de
início da vigência, e sua proposta de operacionalização consta nos cadernos das Regras 2017.
41. No que tange especificamente aos contratos regulados de energia eólica com compromisso de
entrega anual e quadrienal, identificou-se a necessidade de as Regras preverem o tratamento a ser dado ao
excedente de energia caso o novo comprometimento anual seja inferior à energia já entregue ao contrato.
§3º Terá direito ao percentual de redução somente a parcela da ampliação dos empreendimentos de que trata o inciso III que
8
comercialize energia em leilão de energia nova realizado a partir de 1º de janeiro de 2016. (Incluído pela REN ANEEL 745 de
22.11.2016)

42. Para facilitar o entendimento, a SRM apresentou como exemplo um gerador eólico hipotético
que possua CCEAR com início de suprimento em janeiro de 2015 e montante anual contratado igual a 100
MWh. Conforme o contrato, toda geração realizada acima do limite de saldo acumulado anual será liquidada
em nome do agente, podendo ser comercializada no ACL (caso o vendedor possua lastro) ou valorada ao PLD.
Tabela 2 – Saldo Acumulado Anual para o Quadriênio no exemplo

Primeiro Quadriênio 2015 (saldo 30%) 2016 (saldo 20%) 2017 (saldo 10%) 2018 (saldo 0%)
Limite de saldo anual 130 MWh 120 MWh 110 MWh 100 MWh
Fonte: Nota Técnica 281/2016-SRM/ANEEL.
43. Supondo ainda que esse gerador gere (i) 110 MWh em 2015 (saldo acumulado de 10 MWh
alocado para o ano seguinte) e (ii) 70 MWh entre janeiro e junho de 2016. Ou seja, em junho de 2016
apresentava montante entregue ao contrato igual a 80 MWh.
Figura 1 – Exemplo de Saldo Acumulado Anual
Fonte: Nota Técnica 281/2016-SRM/ANEEL.
44. Caso o gerador solicite o registro de acordo bilateral para redução de seu compromisso
contratual a zero para o período de julho a dezembro de 2016, o seu novo limite de saldo acumulado para 2016
passará então a 60 MWh (metade do original). Conforme detalhado a seguir, houve então uma entrega de 20
MWh acima desse novo limite, aqui chamado de "excedente de energia".

Figura 2 – Exemplo de Excedente de Energia
Fonte: Nota Técnica 281/2016-SRM/ANEEL.
45. Nesse sentido, a CCEE propôs como tratamento nas Regras que a energia excedente seja
alocada ao contrato para o ano seguinte, acrescida ao saldo acumulado do ano, se houver.
46. De maneira diversa, ABEEólica e Enel Green Power entendem que a proposta da CCEE
contraria o CCEAR e sugerem que o excedente deve ser alocado no ACL e liquidado ao PLD.
47. Inicialmente, cumpre destacar que, caso a alegação dos agentes prosperasse, sequer
poderiam ser registrados acordos para redução temporária de que trata a REN 711/2016. Afinal, o CCEAR
prevê redução de montantes tão somente em casos de redução/degradação de garantia física.
48. Assim, considerando que a possibilidade de celebração dos referidos acordos bilaterais advém
justamente da REN 711/2016, é razoável que as Regras que operacionalizam a norma disciplinem os
rebatimentos resultantes de sua aplicação, como no caso em tela.
49. Ressalto que, caso a proposta de remuneração do excedente de energia ao PLD fosse acatada
pela ANEEL, criar-se-ia um mecanismo que possibilitaria ao agente, ciente de que PLD de meses passados é
superior ao seu Preço de Venda (PV), solicitar a redução contratual de forma a receber o excedente resultante
valorado ao PLD, afetando assim o consumidor cativo.
50. Visto que seria inadequado liquidar o excedente ao PLD, a SRM avaliou duas alternativas à
proposta submetida à AP:
i. implementar trava no SCL que impossibilite o vendedor de realizar reduções que impliquem
em novo compromisso contratual anual inferior à energia já entregue ao CCEAR; e
ii. liquidar o excedente de energia em nome do vendedor valorada ao PV contratual.
51. Com relação à opção "i", a SRM identificou uma restrição operacional: conforme disciplina a
REN 711/2016, os prazos e montantes dos acordos bilaterais devem ser registrados na CCEE até o 25º dia do
mês anterior ao início da vigência, ao passo que a geração contabilizada do mês "m" será conhecida apenas
em um instante futuro ("ms+21du"). Assim, restaria como solução possível estimar o montante máximo que
poderia ser gerado no mês com base na potência da usina e utilizá-lo como base, o que se mostra restritivo
segundo a área técnica, e eu concordo, contrariando a essência da norma que buscou facilitar os acordos.
52. A opção "ii" apresentaria problema análogo à proposta da ABEEólica e ENEL, mas em cenários
em que, após o atingimento do limite de saldo original, o PLD de meses passados é inferior ao PV do contrato.
53. Portanto, julgo a proposta da CCEE submetida à AP como a mais razoável, na medida em que
aloca a energia excedente ao vendedor a um preço ainda não conhecido e mantém a premissa da REN
711/2016 de simplificar a realização de acordos bilaterais.
II.3. NOVA VALORAÇÃO DA PENALIDADE DE ENERGIA ESPECIAL
54. Diversos agentes9 contribuíram no sentido de que a ANEEL não implementasse a proposta de
diferenciação na valoração da penalidade de energia especial fundamentados na ideia de que a penalidade
deve ser suficiente para sinalizar a construção de capacidade de geração adicional ao SIN, e que assim o VR
seria o parâmetro mais adequado, independentemente do tipo de energia sem lastro.
55. Contudo, nenhum desses agentes enfrentou o comando legal do parágrafo 5º do art. 26 da Lei
9.427/1996, e a consequente necessidade de expansão de geração de fontes incentivadas em cenários de
9 ABEEÓLICA, ABIAPE, ABRACEEL, ABRAGEL, COGEN, CPFL, CPFL RENOVÁVEIS, EDP, F/G AGRO, ÚNICA e VOTORANTIM.

insuficiência de lastro especial. Se há determinação legal para que consumidores especiais contratem 100%
de suas cargas com fontes incentivadas e, em caso de descumprimento, serão penalizados, não é razoável
que a referida penalização estimule a expansão de uma fonte que não solucione o descumprimento da
obrigação de origem.
56. Dentre as contribuições recebidas, a ABRACE propôs que a ANEEL avaliasse o cálculo de um
"Valor de Referência considerando apenas os custos de expansão de fontes incentivadas". Contudo, o agente
não propôs qualquer metodologia para o cálculo do "VR Especial".
57. Destaco que diversos agentes apontaram suposta inexistência de relação entre o custo de
oportunidade para contratação de fontes incentivadas e a Tarifa de Energia (TE), mas sem apresentar qualquer
proposição sobre uma metodologia mais adequada para valoração da penalidade.
58. Nesse sentido, a SRM julgou pertinente analisar e submeter o tema a nova Audiência Pública
para discutir a metodologia para cálculo do valor da penalidade por insuficiência de lastro especial. Até que se
conclua a AP em questão, a CCEE continuará a utilizar o VR como um dos parâmetros para penalização de
insuficiência de lastro especial.
III. DIREITO
59. A presente análise foi realizada com observância dos seguintes dispositivos legais e
regulamentares: (i) Lei 9.427, de 1996; (ii) Lei 10.848, de 2004; (iii) Decreto 5.163, de 2004; (iv) Decreto 7.317,
de 2010; (v) Decreto 8.401, de 2015; (vi) REN 109, de 2004; (vii) REN 428, de 2011; (viii) REN 456, de 2011;
(ix) REN 511, de 2012; (x) REN 530, de 2012; (xi) REN 551, 2013; (xii) REN 578, de 2013; (xiii) REN 583, de
2013; (xiv) REN 584, de 2013; (xv) REN 601, de 2014; (xvi) REN 619, de 2014; (xvii) REN 637, de 2014; (xviii)
REN 654, de 2015; (xix) REN 658, de 2015; (xx) REN 684, de 2015, e (xxi) REN 719, de 2016.
IV. DISPOSITIVO
60. Diante do exposto, considerando o que consta do Processo 48500.004717/2015-19, voto por
aprovar as alterações nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica, versão 2017, previstas no inciso II
do § 1o do art. 1o do Decreto 5.163, de 2004, conforme minuta de resolução normativa anexa.
Brasília, 16 de dezembro de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor