REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1035/2022
Tipo de documento: texto_integral
Ementa: Consolida os atos regulatórios relativos à metodologia para cálculo da compensação aos titulares das usinas hidrelétricas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, nos termos da Lei 13.203, de 8 de dezembro de 2015, alterada pela Lei 14.052, de 8 de setembro de 2020; e revoga as Resoluções Normativas ANEEL 895, de 1º de dezembro de 2020; 930, de 30 de março de 2021; e 945, de 14 de setembro de 2021.
Assunto: Consolidação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-02
Autor: ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA − ANEEL
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.035, DE 26 DE JULHO DE 2022
Consolida os atos regulatórios relativos à
metodologia para cálculo da compensação aos
titulares das usinas hidrelétricas participantes do
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, nos
termos da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015,
alterada pela Lei nº 14.052, de 8 de setembro de
2020.
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 disposto nas Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de
1995; nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; nº 10.848, de 15 de março de 2004; nº 13.203, de 8 de
dezembro de 2015, alterada pela Lei nº 14.052, de 8 de setembro de 2020; nos Decretos nº 2.335, de 6
de outubro de 1997; nº 2.655, de 2 de julho de 1998; e nº 5.163, de 30 de julho de 2004; e o que consta
dos Processos nº 48500.000373/2019-94, 48500.005003/2020-87 e 48500.003434/2022-71 resolve:
Art. 1º Consolidar, nos termos desta Resolução, os atos regulatórios relativos à metodologia
de compensação aos titulares das usinas hidrelétricas participantes do Mecanismo de Realocação de
Energia – MRE pelos efeitos causados pelos empreendimentos hidrelétricos com prioridade de licitação e
implantação indicadas pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE e pela geração termelétrica
fora da ordem de mérito e importação sem garantia física, nos termos da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro
de 2015, alterada pela Lei nº 14.052, de 8 de setembro de 2020.
§ 1º Os empreendimentos hidrelétricos com prioridade de licitação e implantação de que
trata o caput são as usinas hidrelétricas de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte, doravante Usinas
Estruturantes.
§ 2º Os titulares das usinas hidrelétricas participantes do MRE que fazem jus à compensação
de que trata o caput são aqueles cuja outorga da usina hidrelétrica estava vigente na data de publicação
da Lei nº 14.052, de 8 de setembro de 2020.
§ 3º Não são objeto da compensação de que trata o caput as seguintes usinas:

I - Itaipu Binacional;
II - usinas em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, na parcela
contratada no Ambiente de Contratação Regulado – ACR.
III - centrais geradoras que não sejam objeto de outorga.
Art. 2º Os titulares das usinas hidrelétricas participantes do MRE serão compensados pelos
efeitos causados pelas Usinas Estruturantes decorrentes de restrições ao escoamento de energia em
função do atraso na entrada em operação ou da entrada em operação em condição técnica insatisfatória
das instalações de transmissão destinadas ao escoamento, retroativamente entre a data em que se
iniciaram as restrições de escoamento e o mês da referência temporal contábil estabelecido nesta
Resolução.
§ 1º Para as usinas hidrelétricas Jirau e Santo Antônio, as instalações de transmissão
destinadas ao escoamento e que causaram as restrições de escoamento na forma do caput são os dois
bipolos, em corrente contínua que interligam a SE Coletora Porto Velho à SE Araraquara 2 e os dois Backto-Back da SE Coletora Porto Velho.
§ 2º O atraso na entrada em operação das instalações de transmissão citadas no § 1º é o
período entre a data de entrada em operação comercial estabelecida no ato de outorga das instalações
de transmissão e a data de disponibilização ao SIN estabelecida nos termos de liberação emitidos para
essas instalações.
§ 3º Para a usina hidrelétrica Belo Monte, as instalações de transmissão destinadas ao
escoamento e que causaram as restrições de escoamento na forma do caput são a SE Serra Pelada, LT
500 kV Xingu / Serra Pelada – C1 e C2, LT 500 kV Serra Pelada / Miracema C1 e C2 e LT 500 kV Serra Pelada
/ Itacaiúnas, outorgadas pelo Contrato de Concessão nº 03/2018-ANEEL.
§ 4º O atraso para a entrada em operação das instalações de transmissão citadas no § 3º é o
período entre 1º de agosto de 2016 e a data de disponibilização ao SIN estabelecida nos termos de
liberação emitidos para essas instalações.
§ 5º O período de entrada em operação em condição técnica insatisfatória das instalações de
transmissão citadas nos §§ 1º e 3º se encerra na data de entrada em operação comercial definitiva dessas
instalações estabelecida no respectivo Termo de Liberação Definitivo - TLD.
§ 6º O ONS deverá encaminhar à ANEEL em até 10 (dez) dias após a publicação desta
Resolução, as seguintes informações, em base horária:
I - a geração bruta de energia por Usina Estruturante;

II - o fluxo de potência nos corredores de escoamento de energia das Usinas Estruturantes;
III - a capacidade operativa dos corredores de escoamento de energia das Usinas Estruturantes
em decorrência do atraso ou da entrada em operação em condição técnica insatisfatórias das instalações
de transmissão destinadas ao escoamento;
IV - a geração potencial de energia elétrica, dada pelo montante de energia vertida turbinável
em cada Usina Estruturante, em MWh, calculado considerando:
a) a disponibilidade das unidades geradoras;
b) a energia natural afluente, observada a produtividade cadastral;
c) a existência de restrições operativas, verificadas na operação real, associadas às
características técnicas das Usinas Estruturantes; e
d) a capacidade operativa das instalações de transmissão.
§ 7º O Anexo I apresenta a metodologia de cálculo da geração potencial de energia elétrica,
para compensar os titulares do MRE devido ao atraso ou à entrada em operação em condição técnica
insatisfatória das instalações de transmissão destinadas ao escoamento das Usinas Estruturantes.
§ 8º O ONS deverá encaminhar, no mesmo prazo estabelecido no caput, à Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, as informações do inciso IV do § 6º.
§ 9º O efeito energético apurado para atendimento ao caput será dado pela nova energia
alocada às usinas no MRE obtida a partir da geração potencial de energia elétrica calculada conforme este
artigo, abatidas as perdas internas e referenciada ao centro de gravidade, distribuída proporcionalmente
à garantia física ajustada das usinas do MRE.
§ 10. O montante financeiro da compensação dar-se-á pelo efeito energético de que trata o
parágrafo anterior multiplicado pela diferença entre o Preço de Liquidação das Diferenças - PLD do
submercado da usina beneficiária no momento da restrição e a Tarifa de Otimização de Energia – TEO
referente às Usinas Estruturantes.
Art. 3º Os titulares das usinas hidrelétricas participantes do MRE serão compensados pelos
efeitos causados pela usina hidrelétrica de Belo Monte decorrentes de restrições ao escoamento de
energia em função do atraso na entrada em operação comercial ou da entrada em operação comercial
em condição técnica insatisfatória das instalações de transmissão destinadas ao escoamento, entre o mês
seguinte ao da referência temporal contábil estabelecida nesta Resolução e a data atestada como de
esgotamento desses efeitos.
§ 1º As instalações de transmissão destinadas ao escoamento e que causaram as restrições
de escoamento na usina hidrelétrica de Belo Monte são as mesmas definidas no § 3º do art. 2º.

§ 2º Para apuração dos efeitos de que tratam o caput deverá ser considerado o período de
atraso para entrada em operação comercial ou da entrada em operação comercial em condição técnica
insatisfatória das instalações de transmissão citadas no § 3º do art. 2º, entre o mês seguinte ao da
referência temporal contábil estabelecida nesta Resolução e a data de disponibilização ao SIN
estabelecida nos termos de liberação emitidos para essas instalações. Para o caso de condição técnica
insatisfatória dessas instalações, deverá ser seguido o critério estabelecido § 5º do art. 2º.
§ 3º A apuração dos efeitos energéticos e montantes financeiros para atendimento do caput
deverá respeitar os critérios e procedimentos estabelecidos no art. 2º desta Resolução, observando os
seguintes prazos:
I - o ONS deverá encaminhar à ANEEL as informações referidas no § 6º do art. 2º desta
Resolução em até 10 (dez) dias após a data atestada como de esgotamento dos efeitos a que se refere o
caput;
II - o ONS deverá encaminhar, no mesmo prazo estabelecido no inciso anterior, à CCEE, as
informações referidas no inciso IV do § 6º do art. 2º desta Resolução; e
III - a CCEE deverá apresentar o cálculo do montante financeiro da compensação juntamente
com os dados necessários e suficientes para a reprodutibilidade dos cálculos, em até 60 (sessenta) dias
após a data atestada como de esgotamento dos efeitos a que se refere o caput.
§ 4º A ANEEL deverá efetivar a extensão do prazo da outorga das usinas hidrelétricas em até
90 (noventa) dias a partir da data de emissão de ato da ANEEL atestando o esgotamento dos efeitos de
que trata o caput para atendimento ao inciso I, do § 5º, do art. 2º-A da Lei 13.203, de 8 de dezembro de
2015.
§ 5º A ANEEL instruirá processo administrativo específico para cada usina hidrelétrica
enquadrada no inciso II, do § 5º, do art. 2º-A, da Lei 13.203, de 8 de dezembro de 2015.
Art. 4º Os titulares das usinas hidrelétricas participantes do MRE, incluídas as Usinas
Estruturantes, serão compensados pelos efeitos da diferença entre a garantia física outorgada na fase de
motorização às Usinas Estruturantes e os valores da agregação efetiva de cada unidade geradora
motorizada ao Sistema Interligado Nacional - SIN, conforme critérios técnicos aplicados pelo poder
concedente às demais usinas hidrelétricas, retroativamente, desde a data em que se iniciaram as
respectivas diferenças de garantia física.
§ 1º A garantia física outorgada de que trata o caput é aquela estabelecida no Contrato de
Concessão firmado por cada uma das usinas ou em Portarias do Ministério de Minas e Energia – MME,
conforme a vigência de cada um dos atos.

§ 2º O marco final dos efeitos da diferença de garantia física de que trata o caput consiste na
data da entrada em operação comercial da última unidade geradora de cada uma das Usinas
Estruturantes.
§ 3º Aos valores de garantia física informados pela EPE deverão ser aplicados os mesmos
critérios de sazonalização, modulação, abatimento de perdas internas, referência ao centro de gravidade
e mecanismo de redução de garantia física orginalmente considerados nas contabilizações e
recontabilizações de energia pela CCEE.
§ 4º O efeito energético apurado para atendimento ao caput, ressalvado o disposto no § 5º,
será dado pela diferença entre:
I - a nova energia alocada às usinas no MRE obtida a partir de novo processamento da alocação
de energia do MRE que utilize os valores de garantia física das Usinas Estruturantes informados pela EPE;
e
II - a energia alocada originalmente às usinas no MRE nos processos ordinários de
contabilização e recontabilização de energia.
§ 5º O efeito energético apurado para atendimento ao caput, para as Usinas Estruturantes,
será dado pela diferença entre:
I - a nova energia alocada obtida a partir da aplicação do novo fator de ajuste do MRE,
resultado do novo processamento de que trata o inciso I do § 4º, aos valores de garantia física
estabelecidos em ato de outorga, observados os mesmos critérios de sazonalização, modulação,
abatimento de perdas internas, referência ao centro de gravidade e mecanismo de redução de garantia
física originalmente considerados nas contabilizações e recontabilizações de energia pela CCEE; e
II - a energia alocada originalmente às usinas no MRE nos processos ordinários de
contabilização e recontabilização de energia.
§ 6º O montante financeiro da compensação dar-se-á pelo efeito energético de que trata o
parágrafo anterior multiplicado pela diferença entre o Preço de Liquidação das Diferenças - PLD do
submercado da usina beneficiária e a Tarifa de Otimização de Energia – TEO de compra médio do MRE.
Art. 5º Os titulares das usinas hidrelétricas participantes do MRE serão compensados pelos
efeitos decorrentes da geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito e importação sem
até́
garantia física, retroativamente, desde 1º de janeiro de 2013 o mês de dezembro de 2020.
§ 1º O montante de energia de importação sem garantia física proveniente de outros países
elegível ao deslocamento de geração hidrelétrica é aquele que não tenha sido programado por ordem de

mérito, descontados os montantes de energia importados com fundamento na Portaria MME nº 339, de
15 de agosto de 2018.
§ 2º O montante de geração de energia de usina termelétrica despachado fora da ordem de
mérito por razões de segurança energética elegível ao deslocamento de geração hidrelétrica é aquele
verificado por ocasião de deliberação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE.
§ 3º O montante de geração de energia de usina termelétrica despachado fora da ordem de
mérito por razões de restrição elétrica elegível ao deslocamento de geração hidrelétrica é aquele
verificado por ocasião de restrições elétricas que produzam efeitos sobre o Sistema Interligado Nacional
– SIN de modo generalizado, conforme classificação efetuada pelo ONS dada pelo Agrupamento de
submercado (SUB_SS) igual a SIN do Módulo Encargos das Regras de Comercialização.
§ 4º Não são elegíveis ao deslocamento de geração hidrelétrica, os montantes de geração de
energia de usina termelétrica verificados decorrentes de:
I - representação nos modelos computacionais de programação da operação Newave,
Decomp e Dessem ou resultantes deles;
II - necessidade de recuperação de reserva de potência operativa classificados como restrição
elétrica;
III - aplicação da Resolução Normativa nº 822, de 26 de junho de 2018, determinados na
programação diária ou em tempo real;
IV - atendimento às Portarias do MME nº 41, de 26 de fevereiro de 2015; nº 180, de 11 de
maio de 2016; e nº 406, de 6 de novembro de 2020; e
V - inflexibilidade.
§ 5º O ONS deverá informar à CCEE e à ANEEL a classificação da geração de energia de usina
termelétrica despachada fora da ordem de mérito por razões de restrição elétrica conforme critérios
definidos nos §§ 2° e 3° deste artigo, em até 10 (dez) dias após a publicação desta Resolução.
§ 6º O efeito energético apurado para atendimento ao caput e o montante financeiro da
compensação de cada usina do MRE deverão ser apurados conforme critérios definidos nos arts. 2°, 3°,
4° e 8° da Resolução Normativa n° 764, de 18 de abril de 2017, ou a que vier a sucedê-la, exceto pela
formulação dos parâmetros INDISPTenergético e INDISPTelétrico, os quais deverão obedecer às seguintes
formulações:

Onde:
INDISPTenergético: parcela da indisponibilidade verificada das usinas termelétricas
despachadas centralizadamente por ordem de mérito de custo, em MWh;
INDISPTelétrico: parcela da indisponibilidade verificada das usinas termelétricas despachadas
centralizadamente por ordem de mérito de custo, em MWh;
INDISPT: indisponibilidade verificada das usinas termelétricas despachadas centralizadamente
por ordem de mérito de custo, em MWh;
GTSE: geração termelétrica verificada por razão de segurança energética, em MWh;
GTRE: geração termelétrica elegível pelo ONS por razão de restrição elétrica, em MWh;
GTREnelg: geração termelétrica não elegível pelo ONS por razão de restrição elétrica, em
MWh; e
ILEGF: importação líquida de energia sem garantia física, não programada por ordem de
mérito e proveniente de outros países, em MWh.
§ 7º Para cálculo do efeito energético, deverá ser subtraído o efeito energético já
contabilizado quando da aplicação da Resolução Normativa n° 764, de 18 de abril de 2017, ou a que vier
a sucedê-la, a partir de abril de 2017 até o mês de dezembro de 2020.
Art. 6º Os prazos de extensão de outorga das usinas do MRE com outorga vigente na data de
publicação da Lei nº 14.052, de 8 de setembro de 2020, bem como os valores apurados referentes ao art.
2º-D da Lei nº 13.203, de 2015, serão calculadas pela CCEE e informados à ANEEL para cada usina
participante do MRE, até 3 de março de 2021.
§ 1º Os montantes financeiros da compensação de cada usina do MRE estabelecidos
conforme arts. 2º, 4º e 5º deverão ser atualizados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo
(IPCA), bem como pela taxa de desconto de 9,63% ao ano, ressalvado o disposto no § 2º, desde o mês de
referência da contabilização original até o mês de dezembro de 2020.
§ 2º Os montantes financeiros de compensação tratados no § 1º referentes a períodos em
que a usina teve o fator de ajuste do MRE limitado por decisão judicial serão atualizados apenas pelo IPCA
durante o período em que não houve dispêndio financeiro.

§ 3º Os montantes financeiros de compensação de cada usina do MRE, atualizados conforme
§§ 1º e 2º, deverão ser levados a valor futuro pela taxa de desconto de 9,63% ao ano até a data de fim da
outorga vigente.
§ 4º O prazo da extensão da outorga será calculado a partir dos montantes financeiros de
compensação de cada usina do MRE, calculados conforme o § 3º, e da margem líquida unitária de
referência, calculada em R$/MWh, à data base do mês de dezembro de 2020, conforme a seguinte
equação:
Onde:
: Margem líquida unitária de referência;
: Preço a ser praticado na extensão do prazo de outorga, equivalente a R$153,77/MWh à
data base de janeiro de 2015;
𝑃𝐼𝑆&𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆: Soma das alíquotas do Programa de Integração Social - PIS e da Contribuição
para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS, de 9,25%;
𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica, de 0,40%;
𝑃&𝐷: Encargo de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética, de 0,9075%;
: Custo operacional de referência, equivalente a R$29,88/MWh à data base de
janeiro de 2015, incluídos os custos de uso da rede e as estimativas de Compensação
Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos - CFURH e de pagamento pelo Uso do Bem
Público - UBP;
𝐼𝑅𝑃𝐽&𝐶𝑆𝐿𝐿: Somatório das alíquotas do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica - IRPJ e da
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL, de 34%.
§ 5º O prazo total da extensão de outorga decorrente do somatório dos efeitos a que se
referem os arts. 2º, 4º e 5º desta Resolução estará limitado a 7 (sete) anos.
§ 6º O prazo total da extensão de outorga decorrente do somatório dos efeitos a que se refere
o art. 3º desta Resolução estará limitado a 7 (sete) anos.
§ 7º O prazo de extensão da outorga será calculado com base na parcela de energia, desde
que o agente titular da outorga vigente de geração, cumulativamente:

I - tenha desistido da ação judicial cujo objeto seja a isenção ou a mitigação de riscos
hidrológicos relacionados ao MRE e renunciado a qualquer alegação de direito sobre o qual se funda a
ação;
II - não tenha repactuado o risco hidrológico nos termos do art. 1º da Lei nº 13.203, de 2015,
para a respectiva parcela de energia.
§ 8º De acordo com o § 9º do art. 2º-B da Lei nº 13.203, de 2015, para o período anterior ao
início dos efeitos da repactuação de risco hidrológico, a integralidade da garantia física da usina será
considerada como parcela de energia não repactuada para fins da aplicação do inciso II do § 7º.
§ 9º A ANEEL deverá publicar, por meio de Resolução Homologatória, o prazo da extensão da
outorga de cada usina do MRE apurado conforme arts. 2º, 4º, 5º e 6º desta Resolução, bem como os
valores apurados referentes ao art. 2º-D da Lei nº 13.203, de 2015, em até 30 (trinta) dias da data de
eficácia das Regras de Comercialização aprovadas pela Aneel.
§ 10. Durante o prazo de extensão de outorga, os titulares das usinas hidrelétricas
participantes do MRE disporão livremente da energia.
Art. 7º A ANEEL autorizará a extensão da outorga de cada usina do MRE com outorga vigente
na data da publicação da Lei nº 14.052, de 8 de setembro de 2020, conforme prazos estabelecidos em
Resolução Homologatória, e estabelecerá os atos necessários para efetivação da extensão das outorgas.
§ 1º A aplicação do disposto neste artigo é condicionada ao pedido do interessado em até 60
(sessenta) dias contados da data da publicação pela ANEEL do prazo da extensão da outorga de cada usina
do MRE conforme § 9º do art. 6º, bem como ao cumprimento das condições de que tratam os incisos I e
II do caput do art. 2º-B da Lei nº 13.203, de 2015.
§ 2º A desistência e a renúncia de que trata o inciso I do caput do art. 2º-B da Lei nº 13.203,
de 2015, serão comprovadas por meio de cópia do protocolo do requerimento de extinção do processo
com resolução de mérito, nos termos da alínea "c" do inciso III do caput do art. 487 da Lei nº 13.105, de
16 de março de 2015 (Código de Processo Civil).
§ 3º Na hipótese em que o agente não seja litigante ou que não seja apontado como
beneficiário na inicial da ação ajuizada por associação representativa de classe da qual o titular faça parte,
a aplicação do disposto neste artigo fica condicionada à assinatura do Termo de Aceitação de Prazo de
Extensão de Outorga e de Desistência e Renúncia disposto no Anexo II, com declaração de renúncia a
qualquer pretensão judicial de limitação percentual de riscos hidrológicos relacionados ao MRE para a
usina hidrelétrica objeto do Termo de Aceitação de Prazo de Extensão de Outorga e de Desistência e
Renúncia.

§ 4º A extensão do prazo das outorgas cuja titularidade seja exercida por empresas reunidas
em consórcio está condicionada ao cumprimento das condições de que tratam os incisos I e II do caput
do art. 2º-B e § 1º do art. 2º-B, da Lei nº 13.203, de 2015, pela totalidade dos agentes titulares da outorga
objeto da extensão de prazo pretendida.
§ 5º A desistência e a renúncia que trata o inciso I do caput do art. 2º-B da Lei n.º 13.203/2015
e a sua respectiva comprovação, na forma do §2º deste artigo, nas hipóteses em que o interessado for
titular de mais de um empreendimento enquadrado nos requisitos indicados no art. 1º desta Resolução,
poderá se dar somente à pretensão de discussão judicial do empreendimento objeto da extensão da
outorga, indicado pelo interessado na forma da presente Resolução Normativa.
Art. 8º Para apuração dos efeitos energéticos e montantes financeiros de que tratam os arts.
2º, 4º e 5º, a CCEE deverá considerar como parâmetros de entrada do cálculo os eventos de contabilização
ou recontabilização realizados até o processamento da contabilização referente ao mês de dezembro de
2020.
§ 1º Na apuração de que trata o caput, a CCEE deverá respeitar decisões judiciais em vigor
que têm como parte usinas hidrelétricas participantes do MRE, mas cujos objetos não se referem à
isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE.
§ 2º Eventual reversão de decisão de que trata o § 1º implicará em recálculo do prazo de
extensão da outorga estabelecido no Termo de Aceitação de Prazo de Extensão de Outorga e de
Desistência e Renúncia firmado pelo agente cuja usina hidrelétrica era beneficiada pela decisão judicial e
não implicará em recálculo do prazo de extensão de outorga das demais usinas hidrelétricas não
beneficiadas pela decisão judicial.
Art. 9º Na data de 3 de dezembro de 2020, fica atestado o esgotamento dos efeitos referidos
nos incisos I e II do art. 2º-A da Lei nº 13.203, de 2015, para as usinas hidrelétricas de Santo Antônio e
Jirau, e do inciso II para a usina hidrelétrica de Belo Monte.
Parágrafo único. A ANEEL emitirá ato que atesta o esgotamento dos efeitos referidos no inciso
I do art. 2º-A da Lei nº 13.203, de 2015, para a usina hidrelétrica de Belo Monte, o qual será estabelecido
pela data de entrada em operação comercial das instalações outorgadas pelo Contrato de Concessão nº
03/2018-ANEEL definida no Termo de Liberação Definitivo - TLD das instalações de transmissão.
Art. 10º Fica aprovado o módulo específico das Regras de Comercialização para atendimento
à Lei nº 14.052, de 8 de setembro de 2020, conforme Anexo III.

Parágrafo único. A eficácia do módulo específico das Regras de Comercialização se dará na
data em que a CCEE apresentar os cálculos e resultados dos prazos de extensão de outorga das usinas do
MRE conforme art. 6º.
Art. 11. Ficam revogadas:
I - a Resolução Normativa ANEEL nº 895, de 1º de dezembro de 2020;
II - a Resolução Normativa ANEEL nº 930, de 30 de março de 2021; e
II - a Resolução Normativa ANEEL nº 945, de 14 de setembro de 2021.
Art. 12º 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. 148, v. 160, n. 145.

ANEXO I
METODOLOGIA DE CÁLCULO DA ENERGIA VERTIDA TURBINÁVEL ELEGÍVEL PARA COMPENSAR OS
TITULARES DO MRE DEVIDO AO ATRASO OU À ENTRADA EM OPERAÇÃO EM CONDIÇÃO TÉCNICA
INSATISFATÓRIA DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DESTINADAS AO ESCOAMENTO DAS USINAS
ESTRUTURANTES.
1. Usinas hidrelétricas Jirau e Santo Antônio
1.1. Corredores de Escoamento
Os Corredores de Escoamento das usinas hidrelétricas Jirau e Santo Antônio são:
i. Os dois Bipolos, em corrente contínua, que interligam a SE Coletora Porto Velho à SE Araraquara 2; e
ii. Os dois Back-to-Back - BTB, em corrente contínua, da SE Coletora Porto Velho.
1.2. Capacidade Operativa dos Corredores de Escoamento (COCE)
As Capacidades Operativas dos Corredores de Escoamento – COCE das usinas hidrelétricas Jirau e Santo
Antônio são:
Onde:
COIO_MOP_SGI = Capacidade Operativa dos Corredores de Escoamento estabelecida pelas Instruções de
Operação – IO, Mensagens Operativas – MOP e Recomendações em Registros de Intervenção – SGI
emitidas pelo ONS e relacionadas ao atraso ou à entrada em operação em condição técnica insatisfatórias
das instalações destinadas ao escoamento das usinas hidrelétricas Jirau e Santo Antônio.
FCE = Fluxo de Potência nos Corredores de Escoamento das usinas hidrelétricas Jirau e Santo Antônio.
O Limite de Transmissão do Complexo Madeira – LIMITEMadeira é dado por:
Onde:
COCE_Bipolos = COCE considerando apenas os bipolos;
COIO_MOP_SGI_Bipolos = COIO_MOP_SGI considerando apenas os bipolos;
COCE_BTB = COCE considerando apenas o BTB; e
FCE_BTB = FCE considerando apenas o BTB.

1.3. Energia Vertida Turbinável Elegível (EVTE)
A Energia Vertida Turbinável Elegível – EVTE para compensar os titulares do MRE devido ao atraso ou à
entrada em condição técnica insatisfatória das instalações de transmissão destinadas ao escoamento das
usinas hidrelétricas Jirau e Santo Antônio é dada por:
Onde:
GB = Geração Bruta das usinas hidrelétricas Jirau e Santo Antônio;
EVTMadeira_Ajustada = Energia Vertida Turbinável (EVT) das usinas hidrelétricas Jirau e Santo Antônio limitada
à capacidade máxima de escoamento dos bipolos e do BTB.
1. Usinas hidrelétricas Belo Monte
2.1. Corredores de Escoamento
Os Corredores de Escoamento da usina hidrelétrica Belo Monte são:
i. Os Bipolos Xingu / Estreito e Xingu / Terminal Rio (CC);
ii. a Interligação Norte-Sul – FSN (CA);
iii. o Recebimento Nordeste – RNE (CA); e
iv. a LT Itacaiúnas / Colinas (CA).
2.2. Capacidade Operativa dos Corredores de Escoamento (COCE)
As Capacidades Operativas dos Corredores de Escoamento – COCE da usina hidrelétrica Belo Monte são:
Onde:
COIO_MOP_SGI = Capacidade Operativa dos Corredores de Escoamento estabelecida pelas IO, MOP e SGI
emitidas pelo ONS e relacionadas ao atraso ou à entrada em operação em condição técnica insatisfatórias
das instalações destinadas ao escoamento da usina hidrelétrica Belo Monte.
2.3. Energia Vertida Turbinável Elegível (EVTE)
A Energia Vertida Turbinável Elegível – EVTE para compensar os titulares do MRE devido ao atraso ou à
entrada em condição técnica insatisfatória das instalações de transmissão destinadas ao escoamento da
usina hidrelétrica Belo Monte é dada por:

Caso contrário,
Onde:
EVTBelo = Energia Vertida Turbinável da usina hidrelétrica Belo Monte;
Monte
COCE_Bipolos = COCE considerando apenas os bipolos;
COCE_FNS = COCE considerando apenas a Interligação Norte / Sul;
COCE_RNE = COCE considerando apenas o Recebimento Nordeste;
COCE_Fluxo_Itacaiúnas = COCE considerando apenas o fluxo de potência da LT Itacaiúnas / Colinas;
COCE_Corrente_Itacaiúnas = COCE considerando apenas a Corrente Elétrica da LT Itacaiúnas / Colinas;
FCE = Fluxo de Potência nos Corredores de Escoamento considerando apenas os Bipolos Xingu /
Bipolos
Estreito e Xingu / Terminal Rio;
FCE = Fluxo de Potência nos Corredores de Escoamento considerando apenas a Interligação Norte / Sul;
FNS
FCE = Fluxo de Potência nos Corredores de Escoamento considerando apenas o Recebimento Nordeste;
RNE
FCE Itacaiúnas = Fluxo de Potência nos Corredores de Escoamento considerando apenas a LT Itacaiúnas /
Colinas; e
ICE_Itacaiúnas = Corrente elétrica na LT Itacaiúnas / Colinas.
ANEXO II
TERMO DE ACEITAÇÃO DE PRAZO DE EXTENSÃO DE OUTORGA E DE DESISTÊNCIA E RENÚNCIA AO
DIREITO DE DISCUTIR A ISENÇÃO OU A MITIGAÇÃO DE RISCOS HIDROLÓGICOS RELACIONADOS AO
MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA – MRE
Pelo presente instrumento, a(s) empresa(s)
<RAZÃO SOCIAL DA EMPRESA A>, com sede na <ENDEREÇO COMPLETO>, município de <MUNICÍPIO>,
estado de <ESTADO>, inscrita no CNPJ/MF sob o nº <CNPJ>, representada na forma de seu Estatuto Social
pelo seu <CARGO>, <NOME REPRESENTANTE>, inscrito no CPF sob o nº <CPF> e por <CARGO>, <NOME
REPRESENTANTE>, inscrito no CPF sob o nº <CPF>, e-mail <ENDEREÇO DE E-MAIL>;
<RAZÃO SOCIAL DA EMPRESA B>, com sede na <ENDEREÇO COMPLETO>, município de <MUNICÍPIO>,
estado de <ESTADO>, inscrita no CNPJ/MF sob o nº <CNPJ>, representada na forma de seu Estatuto Social
pelo seu <CARGO>, <NOME REPRESENTANTE>, inscrito no CPF sob o nº <CPF> e por <CARGO>, <NOME
REPRESENTANTE>, inscrito no CPF sob o nº <CPF>, e-mail <ENDEREÇO DE E-MAIL>;
(...)
<RAZÃO SOCIAL DA EMPRESA N>, com sede na <ENDEREÇO COMPLETO>, município de <MUNICÍPIO>,
estado de <ESTADO>, inscrita no CNPJ/MF sob o nº <CNPJ>, representada na forma de seu Estatuto Social
pelo seu <CARGO>, <NOME REPRESENTANTE>, inscrito no CPF sob o nº <CPF> e por <CARGO>, <NOME
REPRESENTANTE>, inscrito no CPF sob o nº <CPF>, e-mail <ENDEREÇO DE E-MAIL>;

detentor(as) de outorga(s) para geração de energia elétrica, doravante denominada(s) simplesmente
GERADOR, por este instrumento e na melhor forma de direito, resolve(m) firmar o presente TERMO de
acordo com as condições e cláusulas a seguir.
CLAÚSULA PRIMEIRA – DO OBJETO
Este TERMO dispõe sobre as obrigações e condições as quais o GERADOR se compromete a cumprir livre
e espontaneamente, para fins de atendimento ao art. 2º da Lei n. 14.052, de 8 de setembro de 2020, que
alterou a Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2020.
Este TERMO relaciona as principais condições estabelecidas pela Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2020,
alterada pela Lei nº 14.052, de 8 de setembro de 2020, que dispõe sobre a compensação pelos efeitos
causados pelos empreendimentos hidrelétricos com prioridade de licitação e implantação indicados pelo
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), para o(s) empreendimento(s) a seguir listados,
participantes do MRE.

Ato de Potência Extensão do Nova
Empreendimento CEG

Outorga Instalada (kW) Prazo (dias) vigência
/ /
Subcláusula Primeira - O GERADOR declara a aceitação do(s) prazo(s) de extensão de outorga
apresentado(s) na tabela acima, conforme estabelecido na Resolução Homologatória nº ___, de __ de
____ de 20__.
Subcláusula Segunda – O GERADOR declara ciência de que o(s) prazo(s) de extensão de outorga foi
calculado considerando decisões judiciais, em vigor na data de publicação da Resolução Normativa nº ___,
de ___ de ______ de 2020, cuja reversão não ensejará o recálculo do(s) prazo(s), salvo se o
empreendimento do GERADOR fizer parte da ação cuja decisão foi revertida, caso em que o presente
TERMO será aditado para considerar o novo prazo de extensão de outorga recalculado.
CLAUSULA SEGUNDA - DA RENÚNCIA AO DIREITO DE AÇÃO
O GERADOR, em caráter irrevogável e irretratável, compromete-se a desistir de eventuais ações judiciais,
processos administrativos ou litígios arbitrais que tenha proposto cujo objeto trata a respeito da isenção
ou a mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE, bem como renunciar a qualquer alegação de
direito sobre o qual se fundam as respectivas ações.
Subcláusula Primeira - A desistência e a renúncia de que tratam o caput da Cláusula Segunda deverão ser
comprovadas por meio da apresentação pelo GERADOR de cópia do protocolo do requerimento de
extinção do processo com resolução de mérito, nos termos da alínea "c" do inciso III do caput do art. 487,
do Código de Processo Civil, devidamente anexada ao presente TERMO.
CLAUSULA TERCEIRA - DA REPACTUAÇÃO CONFORME ART. 1º DA LEI 13.203/2015

O GERADOR declara não ter repactuado o risco hidrológico, conforme disciplina o art. 1º da Lei nº 13.203,
de 8 de dezembro de 2015, para a respectiva parcela de energia objeto do acordo que se pretende
estabelecer com o presente TERMO.
CLAUSULA QUARTA – DO COMPROMISSO DE RENÚNCIA À PRETENSÃO JUDICIAL
Na hipótese em que o GERADOR não seja litigante ou que não seja apontado como beneficiário na inicial
da ação ajuizada por associação representativa de classe da qual o titular faça parte, o GERADOR declara
a renúncia a qualquer pretensão judicial de limitação percentual de riscos hidrológicos relacionados ao
MRE, em conformidade com o que estabelece o §1º do art. 2º-B, da Lei 13.203, de 8 de dezembro de
2015.
CLAUSULA QUINTA – DAS DISPOSIÇÕES GERAIS
O GERADOR declara e garante que está autorizado, nos termos da lei e de seu Estatuto Social, a assumir
as obrigações e a cumprir as disposições deste TERMO, da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, e a
Resolução Normativa nº ___, de ___ de ______ de 2020.
Este TERMO DE ACEITAÇÃO é firmado em caráter irrevogável e irretratável.
(Local de assinatura), em (dia) de (mês) de (ano).
GERADOR:
(assinado digitalmente por todos os representantes acima qualificados)
TESTEMUNHAS:
Nome: ____________________________ Nome: ____________________________
CPF: ____________________________ CPF: ____________________________
RG: ____________________________ RG: ____________________________
ANEXO III
Módulo específico "Apuração dos Impactos do GSF – Lei nº 14.052, de 8 de setembro de 2020" das
Regras de Comercialização