REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1033/2022
Tipo de documento: texto_integral
Ementa: Consolida os atos regulatórios relativos ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica; à participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE; e à apuração de indisponibilidade de unidade geradora ou de empreendimento de importação de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN e critérios de apuração e de verificação de lastro.
Assunto: Consolidação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-02
Autor: ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.033, DE 26 DE JULHO DE 2022
Consolida os atos regulatórios relativos ao Programa
de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA; ao padrão de qualidade do
serviço de geração de energia elétrica; à participação
de empreendimento hidrelétrico não despachado
centralizadamente no Mecanismo de Realocação de
Energia – MRE; e à apuração de indisponibilidade de
unidade geradora ou de empreendimento de
importação de energia elétrica conectados ao
Sistema Interligado Nacional – SIN e critérios de
apuração e de verificação de lastro.
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 8.987, de 13 de fevereiro de
1995; na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; na Lei nº
9.648, de 28 de maio de 1998; na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; na Lei nº 10.848, de 15 de março
de 2004; na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; na Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015; no
Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; no Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; no Decreto nº
3.653, de 7 de novembro de 2000; no Decreto nº 5.025, de 30 de março de 2004; no Decreto nº 5.163, de
30 de julho de 2004; no Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004; e o que consta dos Processos nº
48500.000052/2004-32, 48500.001513/2004-49, 48500.001108/2007-73, 48500.006812/2009-09,
48500.002907/2010-89, 48500.005102/2012-59, 48500.005003/2020-87 e 48500.003434/2022-71
resolve:
Art. 1º Consolidar, nos termos desta Resolução, os atos regulatórios relativos:
I – ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
II – ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por
concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013;
III – aos critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não
despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE; e

IV – à apuração de indisponibilidade de unidade geradora ou de empreendimento de
importação de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN e critérios de apuração
e de verificação de lastro.
Art. 2º Para os fins e aplicação do disposto nesta Resolução consideram-se as seguintes
definições:
I – Agente responsável é todo aquele detentor de registro, autorização ou concessão para
produzir e/ou comercializar energia elétrica ou ainda o representante de um ou mais produtores de
energia gerada a partir de empreendimentos hidrelétricos não despachados centralizadamente no âmbito
do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
II – energia gerada: soma da produção de energia elétrica referente a cada uma das unidades
geradoras da CGEE referida ao ponto de conexão com a rede de distribuição ou rede básica;
III – ponto de conexão: ponto físico a partir do qual é considerado, para fins do respectivo
contrato referente ao PROINFA, que a energia elétrica produzida na CGEE foi entregue ao Sistema
Interligado Nacional – SIN.
TÍTULO I
DO PROGRAMA DE INCENTIVO ÀS FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA ELÉTRICA - PROINFA
DA ENERGIA DE REFERÊNCIA PARA BASE DE CONTRATAÇÃO DO PROINFA
Art. 3º Os procedimentos para o cálculo do montante correspondente à energia de referência
de Central Geradora de Energia Elétrica - CGEE, correspondente ao montante passível de ser produzido
pela central e que servirá de base para a contratação com a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. -
ELETROBRÁS no âmbito do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA
são definidos neste Capítulo.
Art. 4º No caso de Pequena Central Hidrelétrica - PCH, independentemente da opção de
participação no MRE, a energia de referência é igual a energia assegurada estabelecida conforme a
regulamentação em vigor na data da solicitação ou da respectiva revisão.
Parágrafo único. Fica o agente responsável autorizado a utilizar a energia assegurada como
base do cálculo da energia a ser contratada pela ELETROBRÁS no âmbito do PROINFA,
independentemente da opção de participação no MRE.
Art. 5º A solicitação de cálculo da energia de referência para uma CGEE deverá ser formalizada
pelo agente responsável e acompanhada, conforme cada caso, das seguintes informações:
I – no caso de Usina Termelétrica - UTE a biomassa:
a)o valor da potência instalada, em MW;

b)o tipo de combustível utilizado;
c)o valor esperado, para cada mês, do poder calorífico inferior - PCI do combustível utilizado
em [kJ/kg] ou [kJ/Nm3], conforme o caso;
d)o valor esperado, para cada mês, do consumo do combustível (vazão mássica) destinado à
[Nm3/dia],
central geradora ou cogeradora, conforme for o caso, em [kg/dia] ou que devem levar em
consideração as indisponibilidades forçadas e programadas;
e)o valor esperado, para cada mês, do rendimento elétrico global obtido da razão entre a
energia elétrica gerada e a energia térmica do combustível, sendo esta calculada com base no PCI e no
consumo de combustível;
II – no caso de Central Geradora Eolioelétrica - EOL:
a)os dados apresentados no Anexo 7 do Guia de Habilitação Eólica, inclusive os valores
esperados para a produção anual, em MWh/ano, e mensal, em MWh/mês, da energia elétrica, obtidos
com base no disposto no Anexo I da Portaria MME no 45, de 30 de março de 2004;
b)o valor esperado da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada - TEIF e da Taxa
Equivalente de Indisponibilidade Programada - TEIP.
III - No caso de PCH, deverá ser solicitado o cálculo do montante de energia assegurada
conforme a regulamentação em vigor no ato da solicitação.
Parágrafo único. Especificamente no que concerne a UTE, cuja participação no PROINFA seja
resultante de ampliação, conforme o disposto nos incisos III e IV do art. 9o do Decreto 5.025, de 2004,
deverão ser apresentados os parâmetros relacionados no inciso I deste artigo referidos à situação da
central antes e após a referida ampliação.
Art. 6º O montante de energia de referência de cada CGEE, a ser estabelecido pela ANEEL,
será calculado, conforme cada caso, por intermédio das seguintes equações:
I– no caso de UTE a biomassa:
𝐸̅
ℎ
𝐸𝑅= × (8760 𝑎𝑛𝑜) (MWh/ano)
1000
∑ 12 𝐸𝑖
𝐸̅ = 𝑖=1 (kWmedio);
12
1 𝑑𝑖𝑎
𝐸𝑖= 𝑃𝐶𝐼𝑖× 𝑄𝑖× 𝜂𝑒𝑔𝑖× ( 𝑠) (kWmedio);
86.400

ER (MWh/ano) – energia de referência da UTE;
𝐸̅(kWmedio) − valor esperado da produção;
Ei (kWmedio) - capacidade de produção da UTE no mês i considerando-se o valor da vazão
mássica Qi, do Poder Calorífico Inferior - PCI e do rendimento elétrico-global 𝜂𝑒𝑔𝑖 do mês correspondente;
i – índice referente ao mês, de janeiro a dezembro;
kJ/Nm3)
PCIi (kJ/kg ou - valor esperado para o mês i do poder calorífico inferior do combustível
utilizado;
Qi (kg/dia ou Nm3/dia) - valor esperado da média mensal do consumo diário do combustível
(vazão mássica), destinado à produção de energia elétrica e a outros fins, quando for o caso, já levando
em consideração as indisponibilidades forçada e programada;
𝜂𝑒𝑔𝑖 (adimensional) - valor médio esperado do rendimento elétrico global, obtido da razão
entre energia elétrica gerada e energia térmica do combustível, sendo esta calculada com base no PCI e
no consumo do combustível;
II– no caso de EOL:
𝐸̅
𝐸𝑅= × (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃)(MWh/ano)
Sendo:
ER (MWh/ano) – energia de referência da EOL;
𝐸̅(MWh/ano) – valor esperado da produção anual, considerando 100% de disponibilidade,
obtido segundo o disposto no Anexo 7 do Guia de Habilitação Eolioelétrica, constante do Anexo 1 da
Portaria MME no 45, de 2004;
TEIF (adimensional) - taxa equivalente de indisponibilidade forçada; e
TEIP (adimensional) - taxa equivalente de indisponibilidade programada;
1o
§ Especificamente no que concerne a UTE, cuja participação no PROINFA seja resultante
9o
de ampliação, conforme o disposto nos incisos III e IV do art. do Decreto 5.025, de 2004, serão
calculados os montantes de energia de referência correspondentes à situação da central antes e após a
referida ampliação.
§ 2o No caso específico da UTE referida no parágrafo anterior, o montante de energia
contratada com a ELETROBRÁS deverá estar limitado à capacidade de produção associada à potência
instalada adicional da planta.

Art. 7º O montante de energia de referência de uma CGEE será avaliado a cada 12 meses a
partir da data de início da operação, devendo ser revisado sempre que a média da energia gerada for
inferior a 70% do valor vigente da energia de referência.
§ 1o A revisão do montante de energia de referência de uma CGEE, com exceção de PCH
participante do MRE, será calculada da seguinte forma:
∑ 𝑛 (𝐸𝑔𝑒𝑟𝑖) ℎ
𝐸𝑅𝑟𝑒𝑣= 𝑖=1 × (8760 𝑎𝑛𝑜)
𝑁𝐻
onde:
ERrev (MWh/ano) – montante revisto de energia de referência;
Egeri (MWh) – quantidade mensal de energia gerada referente ao mês i, contemplando o
período compreendido entre o primeiro mês de oferta de energia para o PROINFA e o décimo segundo
mês correspondente ao último ano de faturamento;
n – quantidade de meses de geração de energia elétrica (múltiplo de 12).
NH (h) – quantidade de horas correspondente ao período contemplado pelos n meses da
energia gerada.
§ 2o No caso de PCH participante do MRE, a energia assegurada será revista conforme a
regulamentação em vigor.
§ 3º A CCEE deverá enviar anualmente à ANEEL, após a contabilização do mês de dezembro,
documento contendo planilha com o montante de energia gerado por cada CGEE, referente ao ano civil
anterior.
§ 4o Caso o valor vigente da energia de referência não tenha sido estabelecido com base na
energia gerada, deverão ser descontados do mesmo os valores de consumo interno e de perda elétrica
até o ponto de conexão, referentes à energia contratada no âmbito do PROINFA.
Art. 8º Excetuando-se o caso de PCH participante do MRE, a energia de referência de uma
1o 4o
CGEE será revista, nos termos do disposto nos §§ e do art. 7º, se a média da energia gerada nos
primeiros 24 meses de operação for inferior a 85% da energia de referência vigente.
Art. 9º A CGEE participante do PROINFA, independentemente da fonte utilizada, e mesmo
aquela que contratar somente parte de sua produção, deverá possuir sistema de medição para
faturamento que contemple, no mínimo, medição no(s) ponto(s) de conexão com a rede básica, ou rede
de distribuição, observando-se o correspondente Procedimento de Rede e as outras normas aplicáveis ao
caso.

Parágrafo único. No caso de CGEE que disponibilizar apenas uma parte da energia gerada ao
PROINFA, mesmo que não seja despachada centralizadamente, o sistema de medição para faturamento
deverá contemplar, obrigatoriamente, além da medição no(s) ponto(s) de conexão com a rede básica, ou
rede de distribuição, a medição em cada unidade geradora destinada ao PROINFA, no lado de baixa tensão
do transformador.
Art. 10. Para cada EOL e PCH integrante do PROINFA devem ser arquivados os dados
referentes à disponibilidade do recurso energético, para fins de fiscalização da ANEEL e ELETROBRÁS,
conforme a seguir especificado:
I - no caso de EOL, o agente responsável deve manter ao longo de todo o período do contrato,
os dados horários de velocidade e direção de vento, devidamente consistidos, não sendo admitidas
ausências de dados superiores a:
a)360 (trezentos e sessenta) horas no total e 72 (setenta e duas) horas consecutivas, para cada
ciclo de 12 (doze) meses; e
b)2.160 (dois mil cento e sessenta) horas, considerando todo o período de contrato.
II- no caso de PCH, o agente responsável deve manter os dados de vazão, conforme o disposto
na Resolução Conjunta no 3, de 10 de agosto de 2003;
III– no caso de UTE, o agente responsável deve manter dados mensais referentes ao consumo,
[Nm3/dia], [kJ/Nm3],

em [kg/dia] ou e ao PCI, em [kJ/kg] ou do combustível utilizado.
Art. 11. O agente responsável responde pela veracidade das informações referidas nos arts.
5º e 9º, inclusive por eventuais danos causados a terceiros, sem prejuízo das penalidades aplicáveis pela
ANEEL.
Parágrafo único. Caso seja constatado erro ou inconsistência na documentação a que se
referem os arts. 5º e 9º, ou mesmo modificação na CGEE que implique em alteração da capacidade de
produção de energia elétrica, o montante de energia de referência estabelecido poderá ser modificado.
Art. 12. Especificamente no caso de EOL, para fins da adequação do preço da energia elétrica
a cada Plano Anual do PROINFA, de que trata o inciso II, art. 12, do Decreto no 5.025, de 2004, o fator de
capacidade será obtido da razão entre a energia medida no ponto de conexão com a rede de distribuição
ou Rede Básica, conforme o caso, em [MWh], e a potência instalada da central, em [MW], previamente
multiplicada pelo fator 8.760 horas.
Art. 13. A energia a ser contratada pela ELETROBRÁS, no âmbito do PROINFA, deverá ser
determinada com base na energia de referência de que trata esta resolução, subtraindo-a do consumo
próprio e das perdas elétricas, conforme o disposto no art. 11 do Decreto no 5.025, de 2004.

TÍTULO II
DO PADRÃO DE QUALIDADE DAS USINAS HIDRELÉTRICAS ALCANÇADAS PELA LEI Nº 12.783, DE 2013
Art. 14. Este título estabelece as disposições relativas ao padrão de qualidade do serviço de
geração de energia elétrica, prestado por concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pelo Art. 1º
da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, ou licitadas, que tiveram garantia física de energia alocada em
regime de cotas destinadas às Distribuidoras do Sistema Interligado Nacional – SIN.
CAPÍTULO I
DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE PELO OPERADOR NACIONAL DO
SISTEMA ELÉTRICO - ONS
Art. 15. O padrão da qualidade do serviço de geração de energia elétrica das usinas
hidrelétricas despachadas centralizadamente pelo ONS alcançadas por esse capítulo, será aferido com
base no índice de indisponibilidade total verificada – Indispverificada, obtida da seguinte forma:
𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑣𝑒𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎= 1 −(1 −𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃)
onde:
TEIFa – Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada; e
TEIP – Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada.
§ 1º A concessionária deverá manter ou melhorar o índice de indisponibilidade total
considerado no contrato de concessão – Indispreferência, conforme inequação a seguir:
𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑣𝑒𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎≤𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟ê𝑛𝑐𝑖𝑎
onde:
𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟ê𝑛𝑐𝑖𝑎= 1 −(1 −𝑇𝐸𝐼𝐹) × (1 −𝐼𝑃)
TEIF – Taxa equivalente de indisponibilidade forçada considerada no contrato de concessão;
e
IP – Indisponibilidade Programada considerada no contrato de concessão.
§ 2º As taxas de indisponibilidade, exclusivamente para fins desta Resolução, serão apuradas
pelo ONS a partir do primeiro dia do mês subsequente ao da assinatura do termo aditivo ao contrato de
concessão, ou novo contrato de concessão, para os casos em que as concessões não foram prorrogadas.
§ 3º Para verificação do atendimento ao padrão de qualidade previsto neste artigo, serão
considerados 60 (sessenta) valores mensais da TEIFa e da TEIP de cada usina, apurados nos termos do art.

34 desta Resolução, até o dia 31 de dezembro do ano anterior ao do reajuste ou da revisão da receita da
usina.
§ 4º Caso não se disponha dos valores mensais apurados que totalizem 60 (sessenta) meses,
os valores faltantes deverão ser complementados utilizando-se os valores de referência considerados no
cálculo da respectiva garantia física de energia da usina.
§ 5º Caso haja revisão do valor da garantia física de energia, passam a servir como referência
as taxas de indisponibilidades adotadas na respectiva revisão. (Revogado pela REN ANEEL 1.100, de
17.09.2024)
§ 6º O ONS deverá desconsiderar das taxas apuradas os períodos de indisponibilidade em
razão dos motivos previstos no inciso III do § 1º do art. 34 desta Resolução, desde que justificados
adequadamente pelo agente de geração.
§ 7º O histórico de indisponibilidades desconsideradas pelo ONS, bem como o período total
de indisponibilidade passível de desconsideração, serão iniciados a partir do primeiro dia do mês
subsequente ao da assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão,
para os casos em que as concessões não foram prorrogadas. (Revogado pela REN ANEEL 1.100, de 17.09.2024)
Art. 16. A cada reajuste anual e revisão de receita, deverá ser considerado na Receita Anual
de Geração – RAG o atendimento ao padrão de qualidade com o acréscimo da parcela de ajuste pela
indisponibilidade apurada ou desempenho apurado – AjI, a qual será calculada da seguinte forma:
𝐴𝑗𝐼 = 𝐺𝐴𝐺∗(𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝referência −𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑣𝑒𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎)
onde:
GAG: Custo da Gestão de Ativos de Geração.
§ 1º A variação a menor do AjI estará limitada a 10% (dez por cento) do valor de GAG vigente
para o reajuste ou revisão da receita no quarto e quinto ano de vigência do termo aditivo ao contrato de
concessão, ou novo contrato de concessão para os casos em que as concessões não foram prorrogadas.
§ 2º A partir do 6º ano de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo
contrato de concessão para os casos em que as concessões não foram prorrogadas, não haverá limite
para variação do AjI.
Art. 17. O ONS deverá encaminhar à ANEEL, até 30 de abril de cada ano, os valores de
Indispverificada das usinas de que trata o art. 15.
CAPÍTULO II
USINAS HIDRELÉTRICAS NÃO DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE PELO ONS

Art. 18. O padrão da qualidade do serviço de geração de energia elétrica das usinas
hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo ONS alcançadas por esta Resolução, será aferido
com base no índice de desempenho relativo à geração de energia, obtido da seguinte forma:
𝐺𝑀
𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝= × 100%
𝑚á𝑥{𝐺𝐹; 0,40 × 𝑃𝐼}
Onde:
IndDesemp: Índice de Desempenho (%);
GM: geração média de energia elétrica;
GF: garantia física do empreendimento; e
PI: potência instalada.
§ 1º A Concessionária deverá manter ou melhorar o índice de desempenho, conforme as
faixas de atendimento ao padrão de qualidade definido abaixo, onde m corresponde à quantidade de
meses, múltipla de 12, contados a partir do 13º mês de operação comercial da primeira unidade geradora
da usina, até o último mês do período de análise, considerados somente os meses com registros de
energia medida na CCEE:
m 𝑳𝒊𝒎𝑰𝒏𝒇
24 ≤ m < 36 ≥ 10%
36 ≤ m < 48 ≥ 55%
48 ≤ m < 60 ≥ 60%
60 ≤ m < 72 ≥ 65%
72 ≤ m < 84 ≥ 70%
84 ≤ m < 96 ≥ 75%
96 ≤ m < 120 ≥ 80%
m ≥ 120 ≥ 85%
onde:
Liminf: Limite inferior da faixa de atendimento ao padrão de qualidade
§ 2º Para verificação do atendimento ao padrão de qualidade previsto neste artigo, será
considerada a geração média calculada na forma do art. 32 dessa resolução, restringindo-se aos 60
(sessenta) meses anteriores a janeiro do ano do reajuste ou da revisão da receita da usina.
§ 3º Caso não se disponha dos valores mensais apurados que totalizem 60 (sessenta) meses,
os valores faltantes deverão ser complementados utilizando-se o valor vigente da garantia física de
energia da usina.

§ 4º O índice de desempenho, exclusivamente para fins deste Capítulo, será calculado pela
ANEEL, considerando-se os valores de energia gerada a partir do primeiro dia do mês subsequente ao da
assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão, para os casos em
que as concessões não foram prorrogadas, até o dia 31 de dezembro do ano anterior ao do reajuste ou
da revisão da receita da usina.
§ 5º Deverão ser desconsiderados, pela ANEEL, os meses impactados por obras de
modernização ou de reforma do empreendimento que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, no
período acumulado de até 12 meses no período de 30 anos de operação comercial, para cada unidade
geradora, observado que, no caso de futuras obras, a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de
Geração – SFG deverá ser previamente informada.
§ 6º Caso haja revisão do valor da garantia física de energia, o novo valor passa a servir como
referência para análise do desempenho de que trata este artigo.
§7º O 𝐿𝑖𝑚𝐼𝑛𝑓 deverá ser multiplicado pelo Fator de Geração – FG de que trata o inciso III do
art. 33-A desta Resolução. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
Art. 19. A cada reajuste anual e revisão de receita, deverá ser considerado na Receita Anual
de Geração – RAG o atendimento ao padrão de qualidade com o acréscimo da parcela de ajuste AjI, a qual
será calculada da seguinte forma:
I – Para 𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝< 𝐿𝑖𝑚𝐼𝑛𝑓:
𝐴𝑗𝐼 = 𝐺𝐴𝐺∗(𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝− 𝐿𝑖𝑚𝐼𝑛𝑓).
II – Para 𝐿𝑖𝑚𝐼𝑛𝑓≤𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝≤ 100%:
𝐴𝑗𝐼= 0.
III – Para 𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝> 100%:
𝐴𝑗𝐼= 𝐺𝐴𝐺∗(𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝−100%).
Parágrafo único. A variação do AjI estará limitada a 10% (dez por cento) do valor de GAG
vigente, para mais ou para menos, em cada reajuste ou revisão da receita. (Revogado pela REN ANEEL
1.085, de 26.03.2024)
Art. 20. A CCEE deverá encaminhar à ANEEL, até 31 de março de cada ano, os valores de
medição de energia e garantia física vigente das usinas de que trata o art. 20.
Art. 20. A CCEE deverá encaminhar à ANEEL, até 31 de março de cada ano, os valores de
medição de energia e garantia física vigente das usinas de que trata o art. 18, além do FG de que trata o
Inciso III do art. 33 desta Resolução. (Redação dada pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)

CAPÍTULO III
DISPOSIÇÕES GERAIS DO PADRÃO DE QUALIDADE DO SERVIÇO DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Art. 21. Sem prejuízo das fiscalizações periódicas, os empreendimentos com desempenho
inadequado poderão ser fiscalizados pela ANEEL para avaliação da prestação do serviço, sendo sujeita
ainda às penalidades definidas nos termos da Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, entre
outras previstas na legislação e no contrato de concessão.
Parágrafo único. Caso haja suspensão da situação operacional nos termos do Resolução
Normativa ANEEL nº 583, de 22 de outubro de 2013, ou regulamentação superveniente, o pagamento da
parcela do custo da gestão dos ativos de geração referente à operação e manutenção será suspenso,
durante esse período, na proporção da potência instalada afetada pela suspensão.
Art. 22. O AjI será considerado igual a zero até 31 de dezembro do terceiro ano de vigência
do contrato.
Art. 23. Nas revisões periódicas de receita, a ANEEL poderá estabelecer novos critérios,
indicadores, fórmulas e parâmetros do padrão de qualidade do serviço, mediante consulta pública.
Art. 24. O Mecanismo de Redução da Energia Assegurada – MRA de que trata o art. 50 desta
Resolução, ou regulamentação superveniente, será suportado pelas concessionárias de distribuição
cotistas, com direito de repasse à tarifa do consumidor final.
Art. 24. A Garantia Física Apurada - GFa de que tratam os artigos 33-A e 50 desta Resolução,
ou regulamentação superveniente, será suportada pelas concessionárias de distribuição cotistas, com
direito de repasse à tarifa do consumidor final. (Redação dada pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
Art. 25. Caso a usina hidrelétrica não participe do MRE, nos termos do Título III desta
Resolução, a exposição ao mercado de curto prazo será suportada pelas concessionárias de distribuição
cotistas, com direito de repasse à tarifa do consumidor final.
Art. 26. Este Título não se aplica às prorrogações de concessão de autoprodução com potência
instalada inferior a 50 MW. (Revogado pela REN ANEEL 1.100, de 17.09.2024)
TÍTULO III
DOS CRITÉRIOS E PROCEDIMENTOS PARA PARTICIPAÇÃO DE EMPREENDIMENTO HIDRELÉTRICO NÃO
DESPACHADO CENTRALIZADO NO MRE
Art. 27. Este Título estabelece critérios e procedimentos para participação de
empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de
Energia – MRE.

Art. 28. A adesão ao MRE de empreendimento hidrelétrico não despachado
centralizadamente é opcional.
Parágrafo único. Para o exercício do direito de que trata o caput, o respectivo agente
responsável deverá adotar as seguintes providências:
I– Formalizar o requerimento de adesão ao MRE, junto à CCEE, encaminhando as seguintes
informações:
a) a capacidade instalada do empreendimento, em MW (megawatt), e respectivo registro,
resolução autorizativa ou contrato de concessão, conforme o caso;
b) a data de início da operação comercial e respectivo despacho de liberação para início de
operação comercial, conforme o caso;
c) o valor da garantia física vigente e o ato administrativo que o fixou;
II– Instalar o Sistema de Medição e Faturamento – SMF indicado, bem como atender às demais
exigências previstas na regulação vigente.
Art. 29. Para empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente sua opção de
adesão ou de desligamento do MRE poderá ocorrer a qualquer tempo e deverá ser mantida por um
período mínimo de 12 meses consecutivos.
Art. 30. Para fins de acompanhamento da produção de energia elétrica, o agente de geração
deverá manter os registros dos seguintes dados relativos ao período de participação no MRE:
I– o(s) período(s) de indisponibilidade para cada unidade geradora da usina, com os
respectivos fatos motivadores;
II– os registros da afluência média diária do local do empreendimento, em m3/s; e
III– o consumo mensal de energia referente ao sistema auxiliar da usina (MWmed).
Art. 31. A CCEE deverá manter em seu sítio da internet e atualizar, mensalmente, os dados
registrados de geração média mensal de todos os empreendimentos participantes do MRE, bem como os
respectivos valores de garantia física vigentes.
Art. 32. Para os empreendimentos alcançados por esta Resolução, a ANEEL calculará em
agosto de cada ano a respectiva geração média de energia elétrica da seguinte forma:
12 m Eger
*  i
GM = (MWmed)
8760 m
i = 1

Sendo:
GM: geração média de energia elétrica calculada;
Egeri: montante de energia gerada no mês i referido ao ponto de conexão (MWh) e registrado
na CCEE;
i: mês correspondente ao registro do montante de energia gerada; e m: quantidade de meses
até o último mês do período de análise, múltiplo de 12, com registros na CCEE de montantes mensais de
energia gerada.
Art. 32. Para os empreendimentos alcançados por esta Resolução, a CCEE calculará, em maio
de cada ano, o Fator de Contribuição ao MRE - FCM da seguinte forma: (Redação dada pela REN ANEEL
1.085, de 26.03.2024)
12 ∑ 𝑚 𝐸𝑔𝑒𝑟𝑖
𝑖=1
𝐹𝐶𝑀= ×
8760 (𝑚−𝑑) × 𝐺𝐹
Sendo:
GF: garantia física publicada em legislação específica referenciada ao ponto de conexão
(MWmed);
Eger: montante de energia gerada referenciado ao ponto de conexão e registrado na CCEE,
desconsiderado o montante correspondente aos meses de que trata o § 2o deste artigo (MWh);
i: mês correspondente ao registro do montante de energia gerada;
m: quantidade de meses até o último mês do período de análise, múltiplo de 12, com registros
na CCEE de montantes mensais de energia gerada; e
d: quantidade de meses desconsiderados nos termos do § 2o deste artigo dentro do período
de avaliação.
§ 1º Para fins da aplicação da equação de que trata o caput deste artigo, somente serão
contabilizados os meses de registros posteriores ao décimo segundo mês de operação comercial, contado
do início de operação da primeira unidade geradora.
§ 2º A critério da ANEEL, poderão ser desconsiderados os meses impactados por obras de
modernização ou de reforma do empreendimento que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, no
período acumulado de até 12 meses no período de 30 anos de operação comercial, para cada unidade
geradora, observado que, no caso de futuras obras, a SFG deverá ser previamente informada.

§ 3º A liberação para operação comercial de uma nova unidade geradora em usina hidrelétrica
não despachada centralizadamente, nos casos de aumento da potência instalada ou para a substituição
de unidade existente para aumento de eficiência, implicará na desconsideração do histórico de geração
da usina anterior ao novo início de operação comercial, bem como no reinício dos requisitos de geração,
em conformidade com a Tabela 1 constante do art. 33 desta Resolução. (Incluído pela REN ANEEL 1.085,
de 26.03.2024)
Art. 33. Caso a geração média de energia elétrica do empreendimento, calculada segundo o
que dispõe o artigo anterior, não atenda os limites a seguir definidos, a ANEEL notificará ao agente
responsável sobre a possibilidade de exclusão do MRE no cálculo subsequente. (Revogado pela REN ANEEL
1.039, de 23.08.2022)
Número de meses registrados na CCEE
posteriores ao décimo segundo mês de operação (GM/GF)*100
comercial (m)
24 ≤ m < 36 ≥ 10%
36 ≤ m < 48 ≥ 55%
48 ≤ m < 60 ≥ 60%
60 ≤ m < 72 ≥ 65%
72 ≤ m < 84 ≥ 70%
84 ≤ m < 96 ≥ 75%
96 ≤ m < 120 ≥ 80%
m ≥ 120 ≥ 85%
Sendo:
m : definido no art. 32 desta resolução;
GM: geração média de energia elétrica, obtida do art. 32 desta Resolução; e
GF: garantia física do empreendimento vigente à época do cálculo. (Revogado pela REN ANEEL
1.039, de 23.08.2022)
Art. 33-A. A partir de 1º de maio de 2025, caso o Fator de Contribuição ao MRE - FCM não
atenda os limites a seguir definidos, o empreendimento estará sujeito ao cálculo da Garantia Física
Apurada – GFa de acordo com os seguintes critérios: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
I – Caso o valor do FCM (%) da usina seja maior ou igual ao produto dos Requisitos definidos
na Tabela 1 pelo Fator de Geração – FG da respectiva usina hidrelétrica participante do MRE, a GFa será
igual à Garantia Física da usina - GF; (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
II – Caso contrário, a GFa será dada por: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
𝐺𝐹𝑎= 𝐺𝐹 × 𝐹𝐶𝑀

III – O FG de que trata o inciso I é adimensional, limitado superiormente a 1 (um) e
corresponde à razão entre a geração média de energia e as garantias físicas das usinas hidrelétricas
despachadas centralizadamente participantes do MRE localizadas no mesmo Reservatório Equivalente de
Energia – REE da usina objeto da análise, considerando-se o mesmo período utilizado para o cálculo da
geração média de energia de que trata o art. 32. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
Tabela 1
n: número de meses registrados na CCEE posteriores ao
Requisitos
décimo segundo mês de operação comercial.
24 ≤ n < 36 10%
36 ≤ n < 48 55%
48 ≤ n < 60 60%
60 ≤ n < 72 65%
72 ≤ n < 84 70%
84 ≤ n < 96 75%
96 ≤ n < 120 80%
n ≥ 120 85%
IV - Caso o empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente passe por
intervenção para realização de modernização ou obra que implique aumento de garantia física, sem que
haja emissão de novo ato de início de operação comercial, e que leve ao desatendimento aos Requisitos
estabelecidos na Tabela 1, considerado o FG, o valor do FCM (%) deverá ser maior ou igual ao Requisito
Ponderado para o respectivo empreendimento, o qual será definido da seguinte forma: (Incluído pela REN
ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
𝑘
𝑅𝑒𝑞𝑠𝑒𝑚 𝑖𝑛𝑐× 𝐺𝐹𝑠𝑒𝑚 + ∑ (𝑅𝑒𝑞𝑖𝑛𝑐𝑘× 𝐺𝐹𝑖𝑛𝑐𝑘)
𝑖𝑛𝑐. 𝑖=1
𝑅𝑒𝑞𝑝𝑜𝑛𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜=
𝐺𝐹𝑠𝑒𝑚 + ∑ 𝑘 𝐺𝐹𝑖𝑛𝑐𝑘
𝑖𝑛𝑐. 𝑖=1
Sendo:
Reqponderado: Requisito Ponderado;
Reqsem inc.: Requisito constante da Tabela 1 indicada no caput deste artigo correspondente à
quantidade de meses "n";
GFsem inc.: montante de garantia física sem a(s) parcela(s) incremental(is) de garantia física
decorrente(s) de intervenções na usina e vigente antes das referidas intervenções;
Reqinc..k: Requisito indicado na Tabela 2 abaixo, para a quantidade de meses "q",
correspondente a cada parcela incremental de garantia física decorrente de cada intervenção de índice
"k" na usina;
GFinc..k: montante de garantia física incremental correspondente à intervenção de índice "k";
e
k: índice correspondente a cada intervenção realizada na usina

Tabela 2
q: quantidade de meses,
posteriores ao mês de início de vigência da
parcela incremental de garantia física 𝑅𝑒𝑞𝑖𝑛𝑐𝑘
decorrente da intervenção de índice "k" na
usina.
12 ≤ q < 36 10%
36 ≤ q < 48 55%
48 ≤ q < 60 60%
60 ≤ q< 72 65%
72 ≤ q < 84 70%
84 ≤ q < 96 75%
96 ≤ q < 120 80%
q ≥ 120 85%
§ 1º O cálculo da GFa não poderá alterar a garantia física dos empreendimentos para fins de
verificação do lastro de venda de energia elétrica. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
§ 2º A GFa será utilizada como referência para alocação de energia no MRE no ano
subsequente ao cálculo. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
Art. 33-B. O agente responsável pelo empreendimento hidrelétrico não despachado
centralizadamente poderá optar, em substituição à aplicação do disposto no artigo 33-A desta Resolução,
pela instalação de um sistema que meça a indisponibilidade a partir da apuração da vazão vertida das
usinas, observando que: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
a)A partir do 13º mês, contado a partir da instalação do sistema, os dados apurados devem
ser utilizados para apuração da indisponibilidade da central geradora.
b)A indisponibilidade da central geradora será calculada considerando os valores mensais
apurados, relativos aos 60 (sessenta) meses imediatamente anteriores ao mês vigente.
c)Será considerado o histórico crescente até que se complete os 60 (sessenta) meses de que
trata o item anterior.
d)A tolerância sobre a indisponibilidade total declarada para cálculo da Garantia Física deve
observar os valores estabelecidos na tabela a seguir:
Número de meses registrados na Tolerância sobre a indisponibilidade
CCEE após a instalação do sistema de medição de total declarada para cálculo da Garantia Física (%)
indisponibilidades (meses)
13 ≤ m < 36 90%
36 ≤ m < 48 60%
48 ≤ m< 60 30%
m ≥ 60 5%

§ 1º O sistema deve ser automatizado e auditável, podendo ser dotado de redundâncias,
criptografia de dados, lacres, suportes para falta de energia, ou outros requisitos ou procedimentos a
serem descritos pela CCEE nas Regras e Procedimentos de Comercialização, de modo a garantir a sua
qualidade, confiabilidade e segurança. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
§ 2º O gerador assumirá, por sua conta e risco, os custos incorridos com a instalação,
manutenção, operação e atualização de equipamentos e com serviços necessários ao enquadramento de
que trata este artigo. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
§ 3º A CCEE deverá apurar mensalmente os valores de Indisponibilidade da usina a partir da
Vazão Vertida – IVV, para cálculo da GFa. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
§ 4º A GFa será utilizada como referência para alocação de energia no MRE, e será calculada
da seguinte forma: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024)
𝐺𝐹× ( 1 −𝐼𝑉𝑉)
𝐺𝐹𝑎=
(1 −𝑇𝐸𝐼𝐹) × (1 −𝐼𝑃)
§ 5º Caso o sistema não esteja operacional até o cálculo a ser realizado em maio, conforme
artigo 32 desta Resolução, a GFa será calculada nos termos do art. 33-A. (Incluído pela REN ANEEL 1.085,
de 26.03.2024)
TÍTULO IV
DA APURAÇÃO DE INDISPONIBILIDADE DE UNIDADE GERADORA OU EMPREENDIMENTO DE
IMPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA CONECTADOS AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN E
CRITÉRIOS DE APURAÇÃO E VERIFICAÇÃO DE LASTRO
CAPÍTULO I
DO CÁLCULO E DA APLICAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES DE USINAS HIDRELÉTRICAS, TERMELÉTRICAS
COM CUSTO VARIÁVEL UNITÁRIO DECLARADO DIFERENTE DE ZERO E EMPREENDIMENTOS DE
IMPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DESPACHADOS CENTRALIZADAMENTE
Seção I
Do Cálculo das Taxas Equivalentes de Indisponibilidade Programada e Forçada Apurada
Art. 34. O ONS deverá apurar mensalmente as indisponibilidades das usinas hidrelétricas,
termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU declarado diferente de zero e dos empreendimentos de
importação de energia elétrica despachados centralizadamente.
§ 1º As indisponibilidades de que trata o caput serão apuradas por meio do cálculo da Taxa
Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP e da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada
Apurada – TEIFa, calculadas considerando 60 (sessenta) valores mensais apurados, relativos aos meses
imediatamente anteriores ao mês vigente, conforme procedimentos a seguir:

I – para cada empreendimento de importação ou usina despachada centralizadamente com n
unidades geradoras em operação comercial, deverão ser calculadas a TEIP e a TEIFa, mediante aplicação
das seguintes fórmulas:
 60 n ( )
P  HDP + HEDP
i ij
j = 1 i = 1
TEIP =
 60 n
P  ( HP )
i ij
j = 1 i = 1
 60 n ( )
P  HDF + HEDF
i ij
j = 1 i = 1
TEIFa =
 60 n
P  ( HDF + HEDF + HS + HDCE + HRD )
i ij
j = 1 i = 1
Onde:
i = índice da unidade geradora em operação comercial;
n = número de unidades geradoras em operação comercial;
j = índice do mês apurado;
P = potência instalada da unidade geradora;
HDP = número de horas de desligamento programado da unidade i no mês j;
HEDP = número de horas equivalentes de desligamento programado da unidade i no mês j (a
unidade opera com potência nominal limitada, associada a uma condição programada);
HP = número de horas do período de apuração considerado no mês j para a unidade i;
HDF = número de horas de desligamento forçado da unidade i no mês j;
HEDF = número de horas equivalentes de desligamento forçado da unidade i no mês j (a
unidade opera com potência nominal limitada, associada a uma condição forçada);
HS = número de horas em serviço da unidade i no mês j (número de horas equivalentes em
serviço somado ao número de horas em que a unidade opera sincronizada ao sistema, sem restrição de
potência);
HRD = número de horas de reserva desligada da unidade i no mês j (a unidade não está em
serviço por interesse sistêmico, apesar de disponível para operação); e

HDCE = número de horas desligada por condições externas da unidade i no mês j (a unidade
não está em serviço por condições externas às suas instalações);
II – para efetuar os cálculos de que trata o inciso anterior, caso não se disponha dos valores
apurados mensais que totalizem 60 (sessenta) meses, os valores faltantes deverão ser complementados
utilizando-se os valores de referência, considerados no cálculo da respectiva garantia física do
empreendimento convertidos em número de horas de indisponibilidade; e
III – na apuração da TEIP e da TEIFa, o ONS poderá desconsiderar a indisponibilidade
decorrente dos motivos apresentados na forma do Anexo I, desde que justificados adequadamente pelo
agente de geração em até 90 (noventa) dias do início da ocorrência da indisponibilidade.
§ 2º No caso de unidades geradoras agrupadas, que possuam o mesmo Sistema de Medição
para Faturamento - SMF, os eventos de mudança de estados operativos, condição operativa e
disponibilidade devem ser registrados por unidade geradora equivalente.
§ 3º O ONS deverá publicar em sua página eletrônica na internet os valores de TEIP e TEIFa
calculados conforme § 1º deste artigo.
Subseção I
Da Declaração de Inflexibilidade de Geração de Usinas Termelétricas com CVU Declarado Diferente de
Zero Despachadas Centralizadamente
Art. 35. O agente de geração deverá submeter ao ONS, até 30 de novembro de cada ano, a
declaração dos valores de inflexibilidade de geração da respectiva usina termelétrica com CVU declarado
diferente de zero despachada centralizadamente, para os 5 (cinco) anos subsequentes, discretizados em
base mensal e observando que:
I – caso a usina disponha de garantia física estabelecida pelo Ministério de Minas e Energia –
MME, e o montante de inflexibilidade considerado no cálculo seja diferente de zero, a média dos valores
de que trata o caput deverá ser igual ao valor utilizado no cálculo da referida garantia física; e
II – os valores mensais de inflexibilidade poderão ser declarados de maneira a atender aos
requisitos de sazonalidade de operação da usina.
Art. 36. O ONS deverá avaliar a declaração dos valores de inflexibilidade, considerando a
otimização eletroenergética do SIN e, observado o disposto no art. 35, poderá sugerir ajuste nos referidos
valores, o qual, caso não acatado pelo agente de geração, deverá ser por este devidamente justificado.
§ 1º Os valores de inflexibilidade, resultantes do procedimento de que trata o caput, passarão
a ser considerados na elaboração do Planejamento Anual da Operação Energética e do Programa Mensal
da Operação Energética – PMO, bem como das respectivas revisões, no decorrer do ano seguinte, sendo

que o primeiro ano do horizonte será considerado para determinação do valor de referência para fins de
apuração.
§ 2º Eventual redeclaração nos valores de inflexibilidade assim considerados deverá ser
adequadamente justificada ao ONS, respeitada a média dos valores da declaração a que se refere o caput
do art. 35, ficando mantido, para fins de apuração, o valor de referência de que trata o §1º deste artigo.
Art. 37. O ONS deverá, ao final de cada ano, apurar a média dos valores de inflexibilidade
verificados nos últimos 5 (cinco) anos e, caso o valor obtido seja inferior à média dos valores declarados
nos últimos 5 (cinco) anos, em observância ao art. 36, ou ao valor utilizado no cálculo da garantia física, o
que for maior, a diferença deverá ser considerada, nos doze meses do ano seguinte, como
indisponibilidade da respectiva usina.
§ 1º Para apuração de que trata o caput, serão considerados:
I – a média semanal dos valores verificados, limitada aos valores declarados previamente na
revisão semanal do PMO; e
II – a média anual dos valores apurados conforme o inciso I, limitada a 110% (cento e dez por
cento) do valor de referência de que trata o § 1º do art. 36.
§ 2º Para fins de apuração da média dos valores verificados a que se refere o caput, o ONS
poderá desconsiderar a redução de inflexibilidade, motivada por necessidade sistêmica ou por
indisponibilidade da usina, que torne inexequível a manutenção da média anual dos valores originalmente
previstos na programação anual.
§ 3º O ONS deverá publicar em sua página eletrônica na internet o(s) relatório(s) de
acompanhamento das inflexibilidades declaradas, verificadas e apuradas nos termos do caput,
juntamente com a avaliação das motivações relacionadas às redeclarações de inflexibilidade.
Art. 38. Caso ocorra contingência no sistema elétrico, que não afete as condições operacionais
de determinada usina termelétrica situada na região abrangida, o ONS deverá considerar como
indisponibilidade, para fins da elaboração da programação diária, a eventual e posterior declaração de
redução no valor de inflexibilidade.
Parágrafo único. O ONS deverá enviar cópia da declaração e justificativa do agente, para o
caso mencionado no caput, à SFG, da ANEEL.
Art. 39. Excepcionalmente ao final do ano de 2021, o ONS deverá calcular a média dos valores
de inflexibilidade verificados nos últimos 5 (cinco) anos e, caso o valor obtido seja inferior à média dos
valores declarados nos últimos 5 (cinco) anos, em observância ao art. 35, a diferença deverá ser
considerada, nos doze meses do ano seguinte, como indisponibilidade da respectiva usina.

Subseção II
Da Geração Fora da Ordem de Mérito de Custo para Compensar Indisponibilidades por Falta de
Combustível
Art. 40. Os agentes de geração poderão compensar eventuais indisponibilidades de
combustível por meio de usinas termelétricas, fora da ordem de mérito de custo, ou por meio de saldo
de geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo, acumulado até 29/10/2021.
Art. 41. A faculdade de que trata o art. 40 somente poderá ser exercida quando a geração
termelétrica da usina despachada fora da ordem de mérito de custo exceder a inflexibilidade declarada,
de acordo com a Subseção I da Seção I do Capítulo I do Título IV.
§ 1º Na hipótese de utilização do saldo da conta ou na ocorrência de vertimentos, o ONS
deverá abater do saldo da conta do agente de geração o valor correspondente em MWh.
§ 2º Em caso de vertimentos, os créditos de energia associados à geração fora de ordem de
mérito serão debitados em ordem cronológica inversa aos respectivos armazenamentos.
Art. 42. O agente poderá compensar indisponibilidade de combustível quando a usina
termelétrica for despachada pelo ONS, por meio de:
I – utilização do saldo disponível em sua conta junto ao ONS, pelo período de até 4 (quatro)
anos a contar de 29/10/2021; ou
II – geração de energia produzida por outra usina termelétrica, própria ou de terceiro, que não
esteja despachada pelo ONS, podendo a outra usina termelétrica estar localizada em barra diferente,
desde que não exista restrição de escoamento, conforme avaliação do ONS, a qual será divulgada ao
agente que solicitou a geração substituta.
Parágrafo único. A utilização do saldo de que trata o inciso I do caput não poderá ser objeto
de compensação de indisponibilidades quando:
I – a usina termelétrica for despachada por razões elétricas; ou
II – houver despacho de usina termelétrica por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico – CMSE em qualquer subsistema, mesmo que a usina indisponível esteja despachada por ordem
de mérito de custo; ou
III – houver imprescindibilidade de geração termelétrica identificada pelo ONS e informada
previamente aos agentes durante o PMO referente e suas revisões.
Art. 43. Quando ocorrer a compensação de indisponibilidade, de acordo com o art. 42, o
agente ficará dispensado da aplicação de qualquer penalidade por falta de combustível.

Art. 44. É vedada a utilização de usinas termelétricas que disponham de subsídio no
combustível:
I – para geração de energia elétrica em substituição a outra usina termelétrica despachada
pelo ONS.
Art. 45. O ONS deverá dar publicidade, até o dia 15 de cada mês:
I – das usinas que geraram em tempo real em substituição àquelas despachadas por ordem
de mérito de custo; e
II – do saldo em conta disponível para cada agente em cada subsistema.
Art. 46. A geração substituta não é passível de destinação aos contratos de comercialização
no ambiente regulado e será valorada no Mercado de Curto Prazo – MCP, ao PLD, em favor da usina
substituta que realizou a geração.
Parágrafo único. A geração de que trata o caput não exime o agente das obrigações derivadas
de possíveis exposições contratuais no mercado de curto prazo da CCEE, quando o mesmo for chamado
a gerar por ordem de mérito.
Subseção III
Da Comprovação da Disponibilidade de Empreendimentos de Geração
Art. 47. Após a ocorrência de indisponibilidade programada ou forçada de unidade geradora
de usinas hidrelétricas e termelétricas com CVU declarado diferente de zero despachadas
centralizadamente, o ONS deverá considerar, na apuração das taxas equivalentes de indisponibilidade, a
disponibilidade efetivamente comprovada pelo agente de geração.
§ 1º O agente poderá comprovar a disponibilidade por meio de teste por ele solicitado ou por
atendimento a despacho do ONS.
§ 2º Caso a declaração de disponibilidade ocorra no período em que a usina esteja
despachada pelo ONS, a capacidade de geração da unidade deverá ser comprovada por meio da operação
a plena carga por, no mínimo, 4 (quatro) horas ininterruptas.
§ 3º Caso a declaração de disponibilidade ocorra no período que a usina não esteja
despachada pelo ONS, poderá ser realizado teste para comprovação da capacidade de geração, que
deverá seguir os seguintes critérios:
I – o agente deverá solicitar autorização ao ONS para a realização do teste;
II – os custos incorridos no referido teste serão de responsabilidade do agente de geração;

III – a unidade deverá operar a plena carga por, no mínimo, 4 (quatro) horas ininterruptas não
se admitindo variações de geração de energia, ressalvadas aquelas situações comprovadas em que a
geração à plena carga não é possível em razão de restrição de temperatura ambiente, restrição de queda
líquida, indisponibilidade de fonte primária de usinas hidrelétricas, e falhas pontuais nos sistemas de
transmissão ou distribuição.
IV – para o período compreendido entre a data solicitada pelo agente para realização do teste
e a sua conclusão, será considerada a disponibilidade apurada no referido teste;
V – em casos específicos, caso o fato gerador da indisponibilidade afete mais de uma unidade
geradora, o ONS poderá solicitar a geração de mais de uma unidade geradora simultaneamente para
comprovação da capacidade de geração;
VI – a comprovação de disponibilidade causada pela falta de combustível deverá ser realizada
por meio da geração de todas as unidades geradoras simultaneamente, podendo a ANEEL definir critérios
que levem em consideração a logística de abastecimento simultâneo de combustível para conjuntos de
usuários, sendo que os custos serão de responsabilidade do agente proprietário da usina indisponível.
§ 4º O ONS deverá considerar como indisponibilidade a diferença entre a capacidade de
geração plena e a disponibilidade efetivamente comprovada pelo agente.
§ 5º A indisponibilidade de que trata o § 4º deverá ser considerada pelo ONS até que o agente
comprove nova capacidade de geração por meio dos mecanismos previstos nos §§ 2º ou 3º, conforme o
caso.
Art. 48. Os agentes estarão isentos da comprovação de que trata o art. 47, no caso de
indisponibilidades motivadas por eventos específicos constantes do Anexo III.
Art. 49. A ANEEL, a qualquer momento, poderá solicitar a realização de teste para
comprovação da disponibilidade de usina despachada centralizadamente, para o qual, no caso de central
termelétrica, o custo decorrente da diferença entre o CVU e o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD
será coberto por Encargos de Serviços do Sistema – ESS.
Parágrafo único. Na realização do teste a que se refere o caput, a ANEEL poderá definir
critérios específicos para a referida comprovação, e será aplicado o disposto nos §§ 4º e 5º do art. 47.
Seção II
Da Aplicação das Taxas Equivalentes de Indisponibilidade Programada e Forçada Apurada
Subseção I
Das Usinas Hidrelétricas Despachadas Centralizadamente e Participantes do MRE
Art. 50. Caso o Índice de Disponibilidade Verificada – IDv de uma usina hidrelétrica
participante do MRE seja inferior ao Índice de Disponibilidade de Referência – ID considerado no cálculo

da respectiva garantia física, a usina estará sujeita à aplicação de Mecanismo de Redução da Energia
Assegurada – MRA modulada e referida ao centro de gravidade do submercado.
§ 1º O ONS deverá encaminhar à CCEE, no mês de referência da contabilização, os valores de
TEIFa e TEIP de cada usina hidrelétrica, relativos aos 60 (sessenta) meses anteriores, calculados conforme
§ 1º do art. 34 desta Resolução.
§ 2º O MRA não poderá alterar a garantia física de usinas, para fins de verificação do lastro
de venda de energia elétrica e do limite de contratação.
§ 3º O MRA consiste na utilização da Garantia Física Apurada – GFa como referência para
alocação de energia do MRE, a qual é obtida conforme fórmula a seguir:
𝐺𝐹𝑎= 𝑚í𝑛 (𝐺𝐹, 𝐺𝐹 × 𝐹𝐼𝐷)
𝐼𝐷𝑣
𝐹𝐼𝐷=
𝐼𝐷
Onde:
GFa = garantia física apurada;
GF = garantia física vigente (MWmed);
FID = fator de disponibilidade de geração, valor adimensional, limitado superiormente a 1
(um).
𝐼𝐷𝑣= (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎)
𝐼𝐷= (1 −𝐼𝑃) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹)
IP = Indisponibilidade Programada, utilizada no cálculo para determinação da GF; e
TEIF = Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada, utilizada no cálculo para determinação
da GF.
§ 4º As usinas em fase de motorização estarão sujeitas à aplicação do MRA apenas para as
unidades geradoras em operação comercial.
§ 5º Para os fins e efeitos deste Título, a usina hidrelétrica em fase de motorização é aquela
cuja quantidade de unidades em operação comercial é inferior ao número da unidade base, que consiste
no menor número de unidades geradoras da usina em operação comercial cuja soma das suas garantias
físicas individuais corresponde à garantia física da usina.

Subseção II
Das Usinas Termelétricas e Empreendimentos de Importação de Energia Despachados
Centralizadamente
Art. 51. O ONS deverá disponibilizar à ANEEL, ao respectivo agente de geração e à CCEE, até
31 de agosto de cada ano, as indisponibilidades apuradas dos empreendimentos de geração termelétrica
com CVU declarado diferente de zero e de importação de energia despachados centralizadamente,
calculadas conforme § 1º do art. 34, as quais deverão ser consideradas para fins de verificação do lastro
dos contratos de venda de energia, no período de 1º de janeiro a 31 de dezembro do ano subsequente.
§ 1º Caso ocorra indisponibilidade de empreendimento de geração ou de importação de
energia ocasionando insuficiência da garantia física própria para compor o lastro dos contratos de venda
de energia, o agente vendedor deverá celebrar contrato de compra de energia, para garantir o contrato
de venda original, sem prejuízo da aplicação das penalidades cabíveis.
§ 2º Qualquer que seja o custo adicional incorrido pelo agente vendedor na celebração dos
contratos de compra de energia, este não poderá ser repassado aos contratos de venda originais e às
tarifas dos consumidores finais.
§ 3º Os contratos de venda originais citados no caput referem-se aos contratos efetuados no
Ambiente de Contratação Regulada – ACR e aos contratos registrados em data anterior a 16 de março de
2004.
Art. 52. Para fins de verificação do lastro dos contratos de venda de energia dos
empreendimentos de que trata o art. 51, o valor a ser considerado como garantia física própria deverá
ser:
I– a GFa calculada conforme § 3º do art. 50, no caso de empreendimentos que tenham a
respectiva garantia física definida conforme metodologia publicada em Portaria do MME; e
II– a Disponibilidade Máxima – Dmax, calculada conforme fórmula a seguir, no caso de
empreendimentos que não tenham a respectiva garantia física definida conforme metodologia publicada
em Portaria do MME.
𝐷𝑚𝑎𝑥= 𝑃𝑒𝑓𝑒𝑡𝑖𝑣𝑎× 𝐹𝐶𝑚á𝑥× (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃)
Onde:
Dmax = Disponibilidade máxima da usina (MW);
Pefetiva = Potência instalada, definida no ato autorizativo (MW); e
FCmax = Fator de capacidade máxima, considerado pelo ONS na elaboração do Programa
Anual da Operação Eletroenergética.

Parágrafo único. O fator de capacidade máxima, citado no inciso II do caput, é aquele definido
em conformidade com o art. 2º da Portaria MME nº 282, de 28 de outubro de 2004, e qualquer alteração
de valor deverá ser previamente justificado à ANEEL pelo agente de geração.
CAPÍTULO II
DO CÁLCULO DA GARANTIA FÍSICA APURADA DE USINA EOLIOELÉTRICA E TERMELÉTRICA INFLEXÍVEL
COM CVU NULO, CONECTADA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN, CUJA GARANTIA FÍSICA
TENHA SIDO ESTABELECIDA EM LEGISLAÇÃO ESPECÍFICA
Art. 53. As usinas eolioelétricas e termelétricas inflexíveis com CVU nulo, cujas garantias
físicas tenham sido estabelecidas em legislação específica, terão a GFa obtida com base no FID, o qual
será calculado e publicado pela CCEE até o dia 31 de agosto de cada ano, em conformidade com a seguinte
fórmula:
12 ∑ 𝑚 𝐸𝑔𝑒𝑟𝑖
𝐹𝐼𝐷= × 𝑖=1
8760 𝑚×𝐺𝐹
Onde:
GF: garantia física publicada em legislação específica referenciada ao ponto de
conexão (MWmed);
Eger: montante de energia gerada referenciado ao ponto de conexão e registrado
na CCEE (MWh);
i: mês correspondente ao registro do montante de energia gerada; e
m: quantidade de meses considerados.
§ 1º A CCEE deverá proceder ao cálculo da GFa da seguinte forma:
I – caso o valor do FID da usina seja maior ou igual a 90% (noventa por cento) para os dois
primeiros cálculos ou a 95% (noventa e cinco por cento) a partir do terceiro cálculo, GFa será igual a GF;
II – caso contrário, a GFa será dada por:
𝐺𝐹𝑎= 𝐺𝐹× 𝐹𝐼𝐷
§ 2º O FID será calculado considerando ciclos de 12 (doze) meses, com início em 1º de julho
e término em 30 de junho, com um número mínimo m de 60 (sessenta) registros, observando os
dispositivos de que tratam os §§ 3º a 9º deste artigo.

§ 3º Deverão ser considerados para o cálculo do FID somente os registros de medição de
energia gerada a partir de setembro de 2013, inclusive, e a partir do 13º mês após a liberação da entrada
em operação comercial da 1ª unidade geradora da usina.
§ 4º Para usina termelétrica inflexível com CVU nulo, o FID será calculado utilizando-se os 60
(sessenta) meses mais recentes com registros de medição na CCEE.
§ 5º Para usina eolioelétrica, o FID será calculado utilizando-se o histórico crescente de
registros de medição na CCEE.
§ 6º No caso de a CCEE não dispor de dados de medição que totalizem o mínimo de 60
(sessenta) meses de registro para o cálculo de que tratam os §§ 4º e 5º, os valores faltantes de Eger para
o cálculo do FID deverão ser completados, respeitada a sazonalidade, com os valores de compromisso
firme ou disponibilidade de energia mensal utilizados no cálculo da garantia física da usina.
§ 7º Nas hipóteses em que os valores mensais de disponibilidade de energia ou compromisso
firme de entrega de energia não constem da Portaria que estabelece a garantia física, esses deverão ser
solicitados pela CCEE à Empresa de Pesquisa Energética − EPE.
§ 8º Quando a garantia física, a disponibilidade de energia mensal ou o compromisso firme
de entrega de energia não tiverem sido definidos referenciados ao ponto de conexão, a CCEE deverá
abater as perdas internas médias e o consumo interno, em conformidade com as regras e procedimentos
de comercialização vigentes.
§ 9º No caso de entrada escalonada de unidades geradoras em operação comercial, a GF
deverá ser a média das garantias físicas do período em análise considerada cada fase de motorização da
usina, em conformidade com as regras e procedimentos de comercialização.
§ 10. A critério da ANEEL, poderão ser desconsideradas as intervenções declaradas pelos
agentes relativas à modernização ou reforma que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, limitadas
a 12 (doze) meses para cada unidade geradora durante a vigência da autorização ou, no caso de registro,
durante o período de 30 (trinta) anos de operação comercial, e ocorridas após 120 (cento e vinte) meses
após a liberação para operação comercial, observado que, no caso de futuras obras, a SFG deverá ser
previamente informada.
Art. 54. A GFa, calculada conforme art. 53, deverá ser considerada para fins de verificação do
lastro dos respectivos contratos de venda de energia, no período de 1º de janeiro a 31 de dezembro do
ano subsequente ao seu cálculo e publicação.
Art. 55. Os critérios estabelecidos neste Capítulo não se aplicam às parcelas de energia
abrangidas pelo disposto no Capítulo I do Título I desta Resolução.

CAPÍTULO III
DAS DISPOSIÇÕES GERAIS
Art. 56. Caso seja constatado erro de qualquer informação prestada pelos agentes abrangidos
por esta Resolução, independentemente de intenção, a ANEEL poderá determinar nova apuração de
períodos anteriores, bem como a recontabilização financeira relacionada, sem prejuízo das penalidades
cabíveis.
TÍTULO V
DAS DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS
Art. 57. Os anexos I, II e III da Resolução Normativa nº 65, de 5 de maio 2004, que tratam de
Energia Assegurada (EA) de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH, de Energia de Referência (ER) de usinas
eolioelétricas – UEE e de Energia de Referência (ER) de usinas termelétricas – UTE a biomassa,
respectivamente, são transcritos para fins de consolidação nos Anexos IV, V e VI desta norma de
consolidação.
Art. 58. O anexo da Resolução nº 169, de 3 de maio de 2001, que define a Energia Assegurada
das Usinas Hidrelétricas Não Despachadas Centralizadamente, consideradas na determinação dos
volumes de Energia dos Contratos Iniciais é transcrito para fins de consolidação no Anexo VII desta norma
de consolidação.
Art. 59. Ficam revogadas:
I – a Resolução nº 169, de 3 de abril de 2001;
II – a Resolução Normativa nº 62, de 5 de maio de 2004;
III – a Resolução Normativa nº 65, de 25 de maio de 2004;
IV – a Resolução Normativa nº 269, de 19 de junho de 2007;
V – a Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010;
VI – a Resolução Normativa nº 430, de 29 de março de 2011;
VII – a Resolução Normativa nº 492, de 5 de junho de 2012;
VIII – a Resolução Normativa nº 541, de 12 de março de 2013;
IX – a Resolução Normativa nº 614, de 3 de junho de 2014;
X – a Resolução Normativa nº 661, de 5 de maio de 2015;
XI – a Resolução Normativa nº 818, de 19 de junho de 2018;

XII – a Resolução Normativa nº 406, de 13 de julho de 2010;
XIII – a Resolução Normativa ANEEL nº 913, de 2 de fevereiro de 2021;
XIV – a Resolução Normativa ANEEL nº 944, de 17 de agosto de 2021; e
XV – a Resolução Normativa ANEEL nº 947, de 26 de outubro de 2021.
Art. 60. 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. 139, v. 160, n. 145.
(Revogada a energia assegurada da PCH Salto Curuá, pela PRT SNTEP/MME 3.045, de 30.01.2026)

ANEXO I - INDISPONIBILIDADES PASSÍVEIS DE DESCONSIDERAÇÃO
Indisponibilidades passíveis de desconsideração pelo ONS de que trata o § 1º do art. 2º da Seção I do
Capítulo I:
a) ocorrências ou intervenções declaradas pelos agentes relativas ao início de operação comercial de
unidade geradora nova, limitadas a 960 (novecentas e sessenta) horas nos primeiros 24 (vinte quatro
meses) após a liberação para operação comercial;
b) intervenções declaradas pelos agentes relativas à modernização ou reforma que tragam ganhos
operativos ao sistema elétrico, limitadas a 12 (doze) meses para cada unidade geradora durante a
vigência de sua outorga ou da respectiva renovação, e ocorridas após 120 (cento e vinte) meses após
a liberação para operação comercial, observado que, no caso de futuras obras, a SFG deverá ser
previamente informada;
c) no caso de usinas hidrelétricas, medidas de caráter preventivo no combate à proliferação do mexilhão
dourado e plantas aquáticas, para as quais deverá ser encaminhado relatório descritivo do serviço a
ser realizado com o respectivo cronograma, para avaliação do ONS;
d) no caso de usinas hidrelétricas, intervenções relacionadas à limpeza, em função da proliferação do
mexilhão dourado e plantas aquáticas, respeitado o limite total acumulado para a usina, equivalente
a 360 (trezentas e sessenta) horas por unidade geradora, a ser considerado após 20/08/2021;
e) intervenções para instalação de sistemas e equipamento por determinação do ONS, CCEE ou ANEEL,
tais como implantação do Sistema de Medição para Faturamento – SMF, SINOCON e sistemas para
prestação de serviços ancilares;
f) intervenções necessárias a ensaios nos sistemas de autorrestabelecimento da central geradora;
g) restrição de potência em razão de queda útil, no caso de usinas hidrelétricas, desde que as respectivas
tabelas que relacionam tais grandezas tenham sido previamente disponibilizadas pelo agente de
geração ao ONS;
h) restrição parcial de disponibilidade de unidade geradora, até uma tolerância de 5% ou 5 MW, o que for
menor;
i) restrição hidráulica conjuntural em função de usos múltiplos;
j) restrição elétrica conjuntural imposta por outros sistemas de transmissão, pelo sistema de distribuição
ou, outras origens que não caracterizem responsabilidade do empreendimento de geração;
k) restrição devido ao meio ambiente, que não caracterize responsabilidade do agente, tais como:
vazamento de material tóxico ou poluente por parte de terceiros que limite a geração da usina de

forma a evitar agravamento da situação e redução de geração para captura ou salvamento de
animais;
l) restrição para sincronização e obtenção da potência máxima de unidade geradora de usina termelétrica
despachada centralizadamente pelo ONS, limitada ao tempo total considerado no modelo de
despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo.
m) restrição em unidade geradora que venha a ser suprida pela utilização de unidade geradora de
contingência, em substituição à unidade geradora principal.
n) restrição para sincronização e obtenção da potência máxima de unidade geradora de usina hidrelétrica
despachada centralizadamente pelo ONS, limitadas ao tempo total de 15 (quinze) minutos.

ANEXO II - ENERGIA MÁXIMA ARMAZENÁVEL
ENERGIA MÁXIMA
FATOR DE

SUBSISTEMA RIO RESERVATÓRIO ARMAZENÁVEL
PROPORCIONALIDADE (%)
(MWmed)

| Furnas | 35.110 | 27,2 |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Grande | Marimbondo | 5.474 | 4,2 |
| Água Vermelha | 4.447 | 3,4 |  |
| Emborcação | 21743 | 16,9 |  |
| Nova Ponte | 19.323 | 15,0 |  |

Paranaíba

Itumbiara 15.831 12,3
São Simão 5.087 3,9
SE/CO
Ilha Solteira/Três

Paraná 6.155 4,8
Irmãos

Barra Bonita 2.731 2,1
Tietê

| Promissão | 1.833 | 1,4 |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Jurumirim | 4.050 | 3,1 |  |
| Paranapanema | Chavantes | 3.300 | 2,6 |
| Capivara | 3.943 | 3,1 |  |
| TOTAL | 129.027 | 100 |  |
| G.B.Munhoz | 6.038 | 40,5 |  |

Iguaçu

S. Santiago 3.239 21,7
SUL

| Uruguai | Barra Grande | 2.634 | 17,7 |
| --- | --- | --- | --- |
| Jacuí | Passo Real | 2.985 | 20,1 |
| TOTAL | 14.896 | 100 |  |
| Três Marias | 16.085 | 34,8 |  |

NE S. Francisco

Sobradinho 30.183 65,2
TOTAL 46.268 100
N Tocantins Tucuruí 7.631 100
TOTAL 7.631 100

ANEXO III - EVENTOS QUE NÃO NECESSITAM DE COMPROVAÇÃO DE DISPONIBILIDADE
A comprovação de disponibilidade de que trata a subseção IV da Seção I do Capítulo I não será necessária
quando:
a) a disponibilização da unidade geradora ocorrer em tempo inferior a 24 (vinte quatro) horas do início
da indisponibilidade total ou parcial (desligamento ou restrição), exceto nos casos de
indisponibilidade por falta de combustível;
b) ocorrerem desligamentos provocados por intervenção para limpeza de grades, devido à descida de
mergulhadores de unidades adjacentes ou em tomadas d´água;
c) ocorrer desligamento forçado de unidade geradora em usina termelétrica:
(i) no procedimento de partida; ou
(ii) no processo de redução de geração para parada total da unidade geradora;
d) ocorrer desligamento de unidades a gás em usina termelétrica com ciclo combinado para possibilitar
manobras nos "diverters dampers" e partida de unidade a vapor.

ANEXO IV - ENERGIA ASSEGURADA (EA) DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS - PCH
Ato Autorizativo EA
(MWh/ano)

Agente Responsável Número Data Nome da Usina
Agro Pastoril Novo

Horizonte S.A. Resolução no 652 26/11/2002 Novo Horizonte 84.184
Amper Energia Ltda Resolução no 395 17/09/2001 Canoa Quebrada 195.173
Anhambi Agroindustrial

Ltda. Resolução no 078 05/04/2000 Vitorino 24.966
Arcadis Logos Energia S.A.

Resolução no 717 24/12/2003 Ponte Alta 85.848
Boa Sorte Energética S. A.

Resolução no 040 03/02/2004 Boa Sorte 88.564
no

Buriti Energia Ltda. Resolução 710 17/12/2002 Salto Buriti 69.116
C. J. Energética Ltda. Resolução no 650 26/12/2001 São Bernardo 71.306
Caeté Empreendimentos Senador Jonas Pinheiro

Energéticos Ltda. Resolução no 524 03/12/2001 33.288
Centrais Elétricas da
Mantiqueira – CEM no

Resolução 606 05/11/2002 Arvoredo 63.072
Centrais Elétricas da
Mantiqueira – CEM

Resolução no 587 29/10/2002 Alto Irani 120.012
Centrais Elétricas da

Mantiqueira – CEM Resolução no 607 05/11/2002 Plano Alto 89.965
Central Hidrelétrica Salto

das Flores Ltda. Resolução no 738 18/12/2002 Salto das Flores 33.814
CNBO Produtora de Energia

Elétrica Ltda. Resolução no 672 26/12/2001 Areia 71.569
CNBO Produtora de Energia
Elétrica Ltda. no

Resolução 673 26/12/2001 Água Limpa 91.717
Construtora Gautama Ltda

Resolução no 698 17/12/2002 Palma 101.879
Construtora Gautama Ltda

Resolução no 697 17/12/2002 Muçungo 40.121
Curuá Energia Ltda. Resolução no 636 22/11/2002 Salto Curuá 160.746
no

Desenvix S.A. Resolução 605 21/12/2001 Esmeralda 107.923
Eletroriver S.A. Resolução no 356 22/12/1999 Carangola 83.833
no

Eletroriver S.A. Resolução 369 29/12/1999 Fumaça IV 22.864
Empreendimentos
Patrimoniais Santa Gisele
Ltda.

Resolução no 139 06/04/2004 Queluz 187.464

Empreendimentos
Patrimoniais Santa Gisele

Ltda. Resolução no 138 06/04/2004 Lavrinhas 187.464
Engecon – Engenharia,
Gerenciamento e

Consultoria Ltda. Resolução no 198 04/05/2004 Figueirópolis 133.590
Geraoeste – Usinas
Elétricas do Oeste Ltda.,
Linear Participaçõese
Incorporaões Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 761 18/12/2002 Europa 21.024
GERMAT – Geradora de
Energia do Estado do Mato

Grosso Ltda. Resolução no 217 05/05/2004 Mestre 7.008
GERMAT – Geradora de
Energia do Estado do Mato

| Grosso Ltda. | Resolução no 210 | 05/05/2004 Santa Cecília | 13.490 |
| --- | --- | --- | --- |
| Guascor Geratec Ltda. | Resolução no 709 | 24/12/2003 Monte Alegre | 93.644 |
| Guascor Geratec Ltda. | Resolução no 748 | 18/12/2002 Posse | 79.278 |
| Guascor Geratec Ltda. | Resolução no 716 | 24/12/2003 São Sebastião | 80.680 |

Heidrich Geração Elétrica Cachoeira do Rio Rauen

Resolução no 276 21/05/2002 9.110
Engo José Gelásio da

Hidropower Energia Ltda Resolução no 752 18/12/2002 Rocha 104.244
Hidrotérmica S.A. Resolução no 055 17/02/2004 Boa Fé 87.250
no

| Hidrotérmica S.A. | Resolução 060 | 17/02/2004 São Paulo | 63.948 |
| --- | --- | --- | --- |
| Hidrotérmica S.A. | Resolução no 064 | 18/02/2004 Autódromo | 86.987 |
| HP2 do Brasil Ltda. | Resolução no 388 | 10/09/2001 Pipoca | 104.244 |
| Ibirama Energética S.A. | Resolução no 024 | 27/01/2004 Ibirama | 121.939 |

Indústria e Comércio de
Madeiras – MAFRÁS

Ltda. Resolução no 069 02/03/2004 Mafrás 26.543
Lagoa Grande Energética

S.A. Resolução no 037 03/02/2004 Lagoa Grande 117.647
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 23 27/01/2004 Divisa 73.847

Linear Participações e
Incorporações Ltda.,
GERAOESTE – Usinas
Elétricas do Oeste Ltda. e
MCA Energia e Barragem
Ltda. no

Resolução 760 18/12/2002 Sete Quedas Alta 81.468
no

Ludesa Energética S. A. Resolução 705 17/12/2002 Ludesa 151.110
Maggi Energia S.A.,
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 725 18/12/2002 Telegráfica 231.702
Maggi Energia S.A.,
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 729 18/12/2002 Rondon 99.163
Maggi Energia S.A.,
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 724 18/12/2002 Parecis 119.924
Maggi Energia S.A.,
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 742 18/12/2002 Ilha Comprida 145.241
Maggi Energia S.A.,
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 728 18/12/2002 Segredo 161.885
Maggi Energia S.A.,
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 726 18/12/2002 Sapezal 123.691
Maggi Energia S.A.,
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 723 18/12/2002 Jesuíta 172.747

Maggi Energia S.A.,
Linear Participações e
Incorporações Ltda. e MCA
Energia e Barragem Ltda.

Resolução no 743 18/12/2002 Cidezal 129.911
Paranatinga Energia Ltda.

Resolução no 740 18/12/2002 Paranatinga I 76.300
Perdizes Energética Ltda. Resolução no 253 21/05/04 Lajinha 9.373
Porto Franco Energética S.A.
no

Resolução 039 03/02/2004 Porto Franco 169.068
Riacho Preto Energética S.A.

Resolução no 038 03/02/2004 Riacho Preto 53.786
Rio do Sangue Energia Ltda.

Resolução no 280 17/06/2003 Garganta da Jararaca 181.595
RTK Consultoria Ltda. Resolução no 195 04/05/2004 Pira 82.870
no

RTK Consultoria Ltda. Resolução 234 05/05/2004 Contestado 29.784
RTK Consultoria Ltda. Resolução no 226 05/05/2004 Rodeio Bonito 68.240
RTK Consultoria Ltda. Resolução no 231 05/05/2004 Coronel Araújo 30.660
Santa Cruz Power
Corporation Usinas
Hidroelétricas Ltda.

Resolução no 510 26/11/2001 São Domingos II 185.712
São Tadeu Energética Ltda.
no

Resolução 700 17/12/2002 São Tadeu 79.804
SEBAND – Sociedade de

Energia Bandeirantes Resolução no 541 03/10/2002 Anhanguera 99.601
SEBAND – Sociedade de

Energia Bandeirantes Resolução no 706 17/12/2002 Palmeiras 70.956
SEBAND – Sociedade de

Energia Bandeirantes Resolução no 549 03/10/2002 Retiro 71.044
Tupan Energia Elétrica Ltda

Resolução no 755 18/12/2002 Rondonópolis 122.640
Usina Elétrica do Nhandu
Ltda.

Resolução no 438 17/11/2000 Rochedo 39.420
IRCEL - Irmãos Rodrigues
Centrais Elétricas Ltda.
no

Resolução 043 03/02/2004 Rancho Queimado I 21.024

ANEXO V - ENERGIA DE REFERÊNCIA (ER) DE USINAS EOLIOELÉTRICAS - UEE
Ato Autorizativo Nome da Usina Data ER
(MWh/ano)

Agente Responsável Número Data
Água das Dunas
Empreendimentos Lagoas de
Genipabu Ltda.
Resolução no 128 29/03/2004 UEE Lagoas de Genipabu 13.933
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 013 19/01/2004 UEE Millennium 34.681
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 106 16/03/2004 UEE Mataraca 11.190
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 099 16/03/2004 UEE Atlântica 10.670
Bioenergy Geradora de Energia
Ltda. no

Resolução 100 16/03/2004 UEE Caravela 12.914
Bioenergy Geradora de Energia
Ltda.
no

Resolução 097 16/03/2004 UEE Coelhos I 12.163
Bioenergy Geradora de Energia
Ltda. no

Resolução 713 24/12/2003 UEE Aralém 80.577
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 096 16/03/2004 UEE Albatroz 12.560
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 094 16/03/2004 UEE Presidente 11.742
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 722 24/12/2003 UEE Fonseca 248.159
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 098 16/03/2004 UEE Coelhos III 11.545
Bioenergy Geradora de Energia
Ltda.

Resolução no 720 24/12/2003 UEE Zumbi 91.902
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 95 16/03/2004 UEE Camurim 11.356
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 104 16/03/2004 UEE Coelhos II 11.581
Bioenergy Geradora de Energia

Ltda. Resolução no 105 16/03/2004 UEE Coelhos IV 11.545
Cardus Estratégias Urbanas Resolução no 078 09/03/2004 UEE Vitória 11.844
Ltda.

Cataventos Paracuru Ltda. Resolução no 227 06/05/2003 UEE Paracuru 395.438
no

Cataventos Ubajara Ltda. Resolução 228 06/05/2003 UEE Ubajara 285.062
Cedin do Brasil Ltda. Resolução no 134 06/04/2004 UEE Alhandra 7.857

Compinvest Mercosul S.A. Resolução no 195 09/04/2002 UEE Ponta do Mel 133.903
Cooperativa de Energia,
Comunicação e
Desenvolvimento do Vale do

Siriji Ltda. - CERSIL Resolução no 030 23/01/2002 UEE Pirauá 11.215
no

| Eco Energy Beberibe Ltda | Resolução 104 29/03/2001 | UEE Beberibe | 69.275 |
| --- | --- | --- | --- |
| Eletrowind S.A. | Resolução no 776 23/12/2002 UEE Vale da Esperança | 74.800 |  |
| Eletrowind S.A. | Resolução no 659 16/12/2001 UEE Praia do Morgado | 89.677 |  |
| Eletrowind S.A. | Resolução no 526 24/09/2002 UEE Praia de Parajuru | 81.091 |  |
| Eletrowind S.A. | Resolução no 660 27/12/2001 | UEE Volta do Rio | 173.881 |

UEE Praia do Arrombado
no

Eletrowind S.A. Resolução 762 20/12/2002 64.660
Eletrowind S.A. Resolução no 516 16/09/2002 UEE Ariós 43.658
EMEL - Empreendimentos em UEE Parque Eólico
Energia Ltda. no Caponga
Resolução 217 24/04/2003 22.721
Enerbrasil - Energias Renováveis UEE RN 15 - Rio do Fogo
do Brasil Ltda. no
Resolução 581 19/12/2001 161.636
Enerbrasil - Energias Renováveis UEE PE 2 - Serra da

do Brasil Ltda. Resolução no 574 17/12/2001 Macambira 213.182
Enerbrasil - Energias Renováveis

do Brasil Ltda. Resolução no 652 26/12/2001 UEE RN 4 - Pititinga 164.224
Enerbrasil - Energias Renováveis

do Brasil Ltda. Resolução no 717 31/12/2001 UEE PE 3 - Poção 75.283
Enerbrasil - Energias Renováveis

do Brasil Ltda. Resolução no 578 17/12/2001 UEE RN 1 - Mel 329.579
Enerbrasil - Energias Renováveis
do Brasil Ltda. no
Resolução 656 26/12/2001 UEE RN 11 - Guamaré 412.035
Enerbrasil - Energias Renováveis
do Brasil Ltda.
Resolução no 567 17/12/2001 UEE RN 3 - Gameleira 144.603
Energias Alternativas do Ceará

| Ltda. - Enacel | Resolução no 625 12/11/2002 | UEE UEE Enacel | 69.497 |
| --- | --- | --- | --- |
| Eólica Formosa Ltda. | Resolução no 307 04/06/2002 | UEE Praia Formosa | 209.992 |
| Eólica Icaraizinho Ltda. | Resolução no 454 27/08/2002 | UEE Icaraizinho | 181.940 |
| Eólica Maceió Ltda. | Resolução no 564 17/12/2001 | UEE Maceió | 565.396 |

Fruitrade Comércio e Exportação
Ltda. no

Resolução 715 24/12/2003 UEE Xavante 10.826
Fruitrade Comércio e Exportação
Ltda.

Resolução no 719 24/12/2003 UEE Mandacarú 11.614
Fruitrade Comércio e Exportação

Ltda. Resolução no 723 24/12/2003 UEE Santa Maria 10.571

Fruitrade Comércio e Exportação

Ltda. Resolução no 724 24/12/2003 UEE Gravatá Fruitrade 11.781
Fuhrlander Energia Brasil Ltda.
no

Resolução 657 26/12/2001 UEE Pecém 55.290
Gamesa Serviços Brasil Ltda. Resolução no 617 12/11/2002 UEE Pedra de 232.647
Livramento
no

| Gamesa Serviços Brasil Ltda. | Resolução 619 12/11/2002 UEE Serra dos Antunes | 306.757 |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Heraklion Participações S.A. | Resolução no 561 17/12/2001 | UEE BA 3 - Caetité | 724.267 |
| New Energy Options - NEO | Resolução no 663 26/12/2001 | UEE Eólica Alegria I | 145.274 |
| New Energy Options - NEO | Resolução no 662 26/12/2001 | UEE Alegria II | 255.207 |

Parque Eólico de Santa Catarina
Ltda.
Resolução no 675 10/12/2002 UEE Água Doce 26.059
Pégasus Desenvolvimento de

Negócios SC Ltda. Resolução no 028 27/01/2004 UEE Aquibatã 78.004
Pégasus Desenvolvimento de

Negócios SC Ltda. Resolução no 058 17/02/2004 UEE Campo Belo 27.245
Pégasus Desenvolvimento de
Negócios SC Ltda. no

Resolução 062 18/02/2004 UEE Amparo 58.363
Pégasus Desenvolvimento de
Negócios SC Ltda.

Resolução no 056 17/02/2004 UEE Três Pinheiros 75.200
Pégasus Desenvolvimento de

Negócios SC Ltda. Resolução no 031 27/01/2004 UEE Rio do Ouro 73.928
Pégasus Desenvolvimento de

Negócios SC Ltda. Resolução no 063 18/02/2004 UEE Cruz Alta 79.788
Pégasus Desenvolvimento de

Negócios SC Ltda. Resolução no 041 03/02/2004 UEE Bom Jardim 69.549
no

Rosa dos Ventos Ltda. Resolução 329 18/06/2002 UEE Canoa Quebrada 38.319
Rosa dos Ventos Ltda. Resolução no 596 11/11/2003 UEE Caraúbas 36.671
no

| Rosa dos Ventos Ltda. | Resolução 340 25/06/2002 | UEE Lagoa do Mato | 10.080 |
| --- | --- | --- | --- |
| Santa Cruz Energia Ltda. | Resolução no 032 27/01/2004 | UEE Salto | 81.318 |
| Santa Cruz Energia Ltda. | Resolução no 029 27/01/2004 | UEE Santo Antônio | 4.776 |
| Santa Cruz Energia Ltda. | Resolução no 030 27/01/2004 | UEE Cascata | 12.888 |
| Santa Cruz Energia Ltda. | Resolução no 027 27/01/2004 | UEE Púlpito | 76.246 |

Seawest do Brasil - Projetos e
Participações Ltda.

Resolução no 534 1/10/2002 UEE de Gargaú 63.870
Seawest do Brasil - Projetos e

Participações Ltda. Resolução no 533 1/10/2002 UEE Pedra do Sal 68.463
Servtec Energia Ltda. Resolução no 93 07/03/2003 UEE Bons Ventos 135.244

SES - Soluções de Energias

Sustentáveis Ltda. Resolução no 712 24/12/2003 UEE Paraíso Azul 136.423
SES - Soluções de Energias
Sustentáveis Ltda. no

Resolução 299 04/06/2002 UEE Paraíso Farol 322.359
UEE Quintanilha

SIIF Energies do Brasil Ltda. Resolução no 555 17/12/2001 Machado I 288.553
SIIF Energies do Brasil Ltda. Resolução no 460 27/08/2002 UEE Paracuru 68.028
SIIF Cinco Ltda. Resolução no 306 04/06/2002 UEE Foz do Rio Choró 63.793
Ventos Energia e Tecnologia

Ltda. Resolução no 680 10/12/2002 UEE Canoa Quebrada 179.866
Ventos Energia e Tecnologia
Ltda. no

Resolução 777 23/12/2002 UEE Taíba Águia 98.104
Ventos Energia e Tecnologia
Ltda. no

Resolução 778 23/12/2002 UEE Taíba Albatroz 58.774
Ventos Energia e Tecnologia UEE Parque Eólico Taíba

Ltda. Resolução no 022 27/01/2004 Andorinha 59.136
Wobben Windpower Indústria e UEE da Fábrica da

Comércio Ltda. Despacho no 063 14/02/2002 Winpower no Pacém 1.279
Água Doce Energia Ltda Resolução no 227 05/05/2004 UEE do Vigia 79.550
no

Elebrás Projetos Ltda Resolução 495 04/09/2002 UEE Elebrás Cidreira I 220.310
Empresa Energética Santa Marta

Ltda – ENERSAN Resolução no 123 25/03/2003 UEE Santa Marta 128.122
Enerfin do Brasil - Produtora de

Energia Ltda Resolução no 690 17/12/2002 UEE dos Índios 154.647
Enerfin do Brasil - Produtora de

Energia Ltda Resolução no 692 17/12/2002 UEE Osório 155.151
Enerfim do Brasil - Produtora de
Energia Ltda no

Resolução 767 23/12/2002 UEE Palmares 18.802
Enerfin do Brasil - Produtora de
Energia Ltda

Resolução no 691 17/12/2002 UEE Sangradouro 160.438
Energia Regenerativa Brasil

Ltda Resolução no 534 14/10/2003 UEE Osório I 89.296
Energia Regenerativa Brasil

Ltda Resolução no 512 30/09/2003 UEE Casqueiro I 19.294
Energia Regenerativa Brasil

Ltda Resolução no 543 14/10/2003 UEE Casqueiro II 140.966
Energia Regenerativa Brasil
Ltda no

Resolução 501 30/09/2003 UEE Xangri-lá I 76.345
Energia Regenerativa Brasil
Ltda

Resolução no 511 30/09/2003 UEE Xangri-lá II 17.746

ANEXO VI - ENERGIA DE REFERÊNCIA (ER) DE USINAS TERMELÉTRICAS - UTE A BIOMASSA
Após a
Ampliação ou
Ato Autorizativo
Antes da Usina Nova
Agente Responsável Nome da Usina
Ampliação
ER (MWh/ano) ER (MWh/ano)
Número Data
ALCON- 31.318
Companhia de (Etapa 1)
Álcool Conceição da 63.724 (Etapa
Barra S.A.

Resolução no 207 05/05/2004 UTE ALCON 6.421 2)
Antônio Ruette
Agroindustrial Ltda. no

Resolução 144 08/04/2004 UTE Ruette 12.714 102.074
Central Energética UTE Jitituba
Jitituba Ltda. Sto. Antônio

Resolução no 434 21/08/2002 40.391 101.278
Central Energética

Seresta Ltda. Resolução no 194 04/05/2004 UTE Seresta 20.988 45.422
Cocal Comércio

Indústria Canaã Resolução no 183 04/05/2004 UTE Canaã - 148.691
Açúcar e Álcool Ltda
Companhia
Agrícola Sonora

Estância Resolução no 002 12/01/2004 UTE Sonora 15.049 121.362
Companhia
Energética Santa

Elisa Resolução no 271 17/07/2001 UTE Sta. Elisa 234.933 309.267
Cooperativa UTE
Agroindustrial de COOPERRUBI

Rubiataba Ltda. Resolução no 216 05/05/2004 12.606 84.659
COSAN S.A.
Indústria e
Comércio - Filial
Costa Pinto

Resolução no 238 05/05/2004 UTE Costa Pinto 41.341 219.632

COSAN S.A.
Indústria e
Comércio - Filial
Rafard

Resolução no 79 09/03/2004 UTE Rafard 29.517 156.529
COSAN S.A.
Indústria e
Comércio - Filial UTE Santa
Santa Helena

Resolução no 145 08/04/2004 Helena 15.799 114.118
COSAN S.A.
Indústria e
Comércio - Filial São
UTE

Francisco Resolução no 76 09/03/2004 SãoFrancisco 19.787 100.881
COSAN S.A.
Indústria e
Comércio- Filial

Diamante Resolução no 107 18/03/2003 UTE Diamante 15.839 146.457
CRV Industrial Ltda.

Resolução no 229 05/05/2004 UTE CRV 10.735 100.421
DASA-Destilaria de
Álcool Serra dos

Aimorés S.A. Resolução no 200 04/05/2004 UTE DASA 7.021 34.182
Destilaria Água UTE Água Bonita
Bonita Ltda. no

Resolução 75 09/03/2004 6.133 80.206
Destilaria Carvão UTE Iolando
Ltda. no Leite

Resolução 215 05/05/2004 - 21.900
Destilaria Pioneiros

S.A. Resolução no 125 29/03/2004 UTE Pioneiros 15.452 99.393
Destilaria WD Ltda. Resolução no 166 29/04/2004 UTE WD 10.290 24.081
DISA-Destilaria
Itaúnas S.A. no

Resolução 218 05/05/2004 UTE DISA 13.138 143.100
Eletron Centrais UTE
Elétricas Ltda. Brasilândia

Resolução no 223 05/05/2004 16.504 77.310
Eletron Centrais UTE

Elétricas Ltda. Resolução no 87 16/03/2004 Sidrolândia 13.891 92.462
Energia Ambiental UTE Energia

Ltda. Resolução no 162 29/04/2004 Ambiental 22.171 133.586
Energia Ambiental UTE Energia

Ltda. Resolução no 222 05/05/2004 Ambiental 2 - 12.727
FBA-Franco
Brasileira S.A.
Açucar e ÁlcoolFilial

Ipaussu Resolução no 169 29/04/2004 UTE Ipaussu 22.341 146.616

GEEA-Geradora de
Energia Elétrica
UTE GEEA
Alegrete

Resolução no 205 05/05/2004 Alegrete - 60.960
Giasa S.A. Resolução no 220 05/05/2004 UTE Giasa II 38.089 84.961
Goiasa-Goiatuba
Álcool Ltda.

Resolução no 95 11/03/2003 UTE Goiasa 17.186 145.669
UTE Jalles
Machado S.A.
- Central
Elétrica

Jalles Machado S.A. Resolução no 209 12/06/2001 111.066 150.507
JB Açucar e Álcool

Ltda. Resolução no 522 03/12/2001 UTE JB 10.220 125.757
39.862
(Etapa 1)
LASA-Linhares 106.707
(Etapa 2)

Agroindustrial S.A. Resolução no 127 29/03/2004 UTE Lasa 8.743
Nova Geração
Comércio e UTE Nova
Serviços Ltda.

Resolução no 221 05/05/2004 Geração 22.677 105.547
S.A. Usina Coruripe

Açucar e Álcool Resolução no 228 05/05/2004 UTE Coruripe 70.028 150.520
USACIGA-Açucar,
Álcool e Energia

Elétrica Ltda. Resolução no 196 04/05/2004 UTE USACIGA 22.318 213.786
Usina Caeté S.A -

Filial Marituba Resolução no 159 27/03/2002 UTE Marituba 28.959 72.397
Usina de Açucar
Sta. Terezinha UTE Sta.

Ltda.-USAÇUCAR Resolução no 202 04/05/2004 Terezinha 11.514 180.970
Usina Estivas S.A. Resolução no 365 03/07/2002 UTE Estivas 41.989 58.148
Usina Goianésia S.A.

Resolução no 167 29/04/2004 UTE Goianésia 10.930 32.608
Usina Mandu S.A. Resolução no 574 29/10/2003 UTE Mandu 25.763 100.854
Usina Santo Ângelo UTE Santo

Ltda. Resolução no 140 06/04/2004 Ângelo 11.585 68.706
Vale Verde
Empreendimentos
UTE Baía

Agrícolas Ltda. Resolução no 259 14/05/2002 Formosa 21.211 92.720
Usina Caeté S.A -
Filial Delta no

Resolução 139 25/03/2002 UTE Delta 118.653 189.631

Usina Caeté S.A - UTE Volta

Filial Volta Grande Resolução no 138 25/03/2002 Grande 92.857 204.591
no

Usina Cerradinho Resolução 047 01/02/2001 UTE 111.645 270.559
Açúcar e Álcool S.A Cerradinho
Agro Indústrias do
Vale do São
Francisco S.A. -
AGROVALE no

Resolução 212 05/05/2004 UTE Agrovale 20.798 28.468
Ecoluz do Paraná
Ltda.
no

Resolução 300 27/07/2001 UTE Ecoluz 0 83.254
Battistella Indústria e
Comércio Ltda.

Resolução no 208 05/05/2004 UTE Battistella 27.316 131.439
UTE

Winimport S.A. Resolução nº 505 30/09/2003 Winimport 0 94.618

ANEXO VII - ENERGIA ASSEGURADA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS NÃO DESPACHADAS
CENTRALIZADAMENTE, CONSIDERADAS NA DETERMINAÇÃO DOS VOLUMES DE
ENERGIA DOS CONTRATOS INICIAIS
ENERGIA ASSEGURADA (MW médio)
EMPRESA USINA
CERJ AREAL 9
CHAVE DO VAZ 0,3
EUCLIDLANDIA 0,7
FAGUNDES 2,7
FRANCA AMARAL 4,5
MACABU 7,33
PIABANHA 6,5
TOMBOS 1
VENÂNCIO 0,35

CELG MAMBAI 0,25
MOSQUITO 0,26
ROCHEDO 3
SÃO DOMINGOS 8

ESCELSA ALEGRE 1,20
FRUTEIRAS 5,56
JUCU 2,91
MANGARAVITI 1,68
MIMOSO 0,63
RIO PRETO 0,05
RIO BONITO 8
SUIÇA 15

EMAE BOCAINA 0,4
ISABEL 0,6
PORTO GOES 4
RASGÃO 5
SALESÓPOLIS 1,4
SODRÉ 0,4
CEB PARANOÁ 13
CPFL AMERICANA 9
BURITIS 0,9
CAPÃO PRETO 1

CHIBARRO 0,7
DOURADOS 5,8
ELOY CHAVES 12,2
ESMERIL 1
G.PEIXOTO 2,2
JAGUARI 9
LENÇÓIS 1,68
PINHAL 3,7
SALTO GRANDE 3,3
SANTANA 2,9
SÃO JOAQUIM 2,9
SOCORRO 0,6
TRÊS SALTOS 0,6

CEMAT ARAGUAIA 0,72
PARAGUAI 1,51
BRAÇO NORTE 3,67
CASCA2 3,08
CASCA3 7,73
CULUENE 1,18
POXORÉO 0,55
PRIMAVERA 4,2
TORIXORÉO 0,65
CEMIG ANIL 0,8
B.J.GALHO 0,13
CAJURU 3,86
DONA RITA 0,84
GAFANHOTO 6,68
JACUTINGA 0,47
JOASAL 5,2
LUIZ DIAS 1,04
MACHADO MIN. 1,14
MARMELOS 1,55
MARTINS 2,8
PACIÊNCIA 2,13
PANDEIROS 2,07
PARAÚNA 1,9
PETI 6,51
PIAU 8
POÇO FUNDO 4,16
RIO DAS PEDRAS 4,6

SÃO BERNARDO 3,79
S.MARTA 0,5
S.MORAIS 0,82
SUMIDOURO 1,03
TRONQUEIRAS 4,60
XICÃO 0,61
CGEET CORUMBATAI 1
MOGI GUAÇU 4,4
ELEKTRO EMAS NOVA 3
LOBO 1,5
CELESC BRACINHO 8
CAVEIRAS 2,5
CEDROS 7,1
CELSO RAMOS 3,8
GARCIA 7,1
I.SILVEIRA 2
PALMEIRAS 13,32
PERY 4
PIRAI 0,4
R.PEIXE 0,5
SALTO 8,8
SÃO LOURENÇO 0,18

ENERSUL COXIM 0,3
MIMOSO 20,9
SÃO JOÃO I 0,6
SÃO JOÃO II 0,5

COPEL APUCARANINHA 6,71
CAVERNOSO 0,86
CHAMINÉ 11,6
CHOPIM I 1,27
DESVIO JORDÃO 5,85
GUARICANA 13,6
MARUMBI 6,56
MELISSA 0,57
MOURÃO 5,3
PITANGUI 0,57
R.PATOS 1,13
S. DO VAU 0,6

SÃO JORGE 1,62
CEEE BUGRES 10
CANASTRA 24
CAPIGUI 1,4
ERNESTINA 3,6
FORQUILHA 1
GUARITA 1,1
HERVAL 0,3
IJUIZINHO 0,5
IVAI 0,5
P. INFERNO 0,3
S. ROSAS 0,7
TOCA 0,2

RGE ANDORINHAS 0,1
GUAPORÉ 0,3
INGLÊS 0,1
PIRAPÓ 0,1
SALTINHO 0,6
TOUROS 0,1
COELBA ALTO FÊMEAS 9
CORRENTINA 8
CHESF ARARAS 2
CUREMAS 2
FUNIL 15,5
PEDRA 7,2

CELTINS AGRO TRAFO 6,8
CORUJÃO 0,5
LAGES 1,5