REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 951/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Aprova as Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Sistema de Contabilização e Liquidação - SCL; altera o inciso II do art. 17 da Resolução Normativa ANEEL 904, 8 de dezembro de 2020; e revoga o art. 2º da Resolução Normativa ANEEL 909, de 15 de dezembro de 2020.
Assunto: Aprovação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2021-12-01
Autor: ANEEL

Fls. 1 de 11
VOTO
PROCESSO: 48500.003711/2021-64
INTERESSADOS: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e Agentes do mercado de Energia
Elétrica.
RELATORA: Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM.
ASSUNTO: Resultado de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o
aprimoramento das Regras de Comercialização de Energia Elétrica, versão 2022.
I – RELATÓRIO
1. As REGRAS aplicáveis ao Sistema de Contabilização e Liquidação (SLC) são revisadas
periodicamente pela ANEEL, a partir de alterações propostas pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica, motivadas por alterações legislativas ou pela necessidade de ajustes para melhorar a dinâmica
de contabilização e liquidação da energia elétrica comercializada no âmbito da CCEE.
2. Nesse sentido, a CCEE, inicialmente, por meio da Carta CT-CCEE-01252/20211, encaminhou
proposta de novas versões de módulos das REGRAS para adequação à Resolução Normativa nº 904, de 8
de dezembro de 2020.
CT-CCEE-03763/20212,
3. Na sequência, por meio da Carta com ajustes tratados na Carta CTCCEE04408/20213, a CCEE apresentou proposta de alterações dos seguintes módulos das Regras de
Comercialização, versão 2022:
a. Contratos;
b. Alocação de Geração Própria;
c. Tratamentos de Exposições;
d. Encargos;
1 SIC nº 48513.008795/2021-00
2 Documento Sicnet: 48513.017978/2021-00.
3 Documento Sicnet: 48513.021518/2021-00.

Fls. 2 de 11
e. Comprometimentos de Usinas;
f. Consolidação dos Resultados;
g. Penalidades de Energia;
h. Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST;
i. Receita de Venda de CCEAR;
j. Reajuste dos Parâmetros da receita de CCEAR;
k. Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficitis – MCSD; e
l. Mecanismo de Venda de Excedentes.
4. Em 16 de agosto de 2021, o processo foi distribuído, por sorteio, à minha relatoria.
5. A Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM), por meio da
Nota Técnica nº 83/20214, de 12 de agosto de 2021, enunciou as principais propostas de alterações
encaminhadas pela CCEE, e, concluiu pela necessidade de abertura de consulta pública para colher
subsídios para o aprimoramento das Regras de Comercialização de Energia Elétrica (REGRAS), com
validade a partir da contabilização das operações de compra e venda de energia referentes ao mês de
janeiro de 2022, mas que devem ser operacionalizadas a partir de dezembro de 2021.
6. Em 24 de agosto de 2021, em sua 31ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL
decidiu por instaurar a CP nº 55/2021, no período de 25 de agosto a 8 de outubro de 2021, com vistas a
colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento das REGRAS, versão 2022, a serem
operacionalizadas a partir de dezembro de 2021.
7. A SRM, por meio da Nota Técnica nº 116/2021-SRM/ANEEL, de 18 de novembro de 2021,
analisou as contribuições recebidas no âmbito da CP nº 55/2021 e encaminhou o processo à essa relatoria.
8. É o que cabe relatar. Passo, pois, à análise.
II – FUNDAMENTAÇÃO
9. Trata-se de resultado de consulta pública para colher subsídios e informações adicionais
sobre a proposta de complementação das REGRAS de Comercialização de Energia Elétrica, versão 2022, a
serem operacionalizadas a partir de dezembro de 2021.
4
Documento SICnet nº 48580.001118/2019-00.

Fls. 3 de 11
10. Conforme relatado acima a consulta pública nº 55/2021 tratou de diversos itens que
compõem as regras de comercialização, de acordo com a tabela abaixo.
Resumo das alterações propostas pela CCEE para as REGRAS e tratados na CP nº 55/2021
Tipo de
Alteração
alteração
Término de suprimento dos CCEAR-D oriundos do 1º Leilão de Energia Nova e do 22º
Regulatória
Leilão de Energia Existente
Regulatória 26º, 28º e 29º Leilões de Energia Nova – Início de suprimento em 2023 e em 2024
CBR – Recomposição de lastro em casos de redução de Garantia Física (GF), e
Regulatória
consideração de usinas sem GF definida pelo MME
Regulatória Tratamento de desconto em TUSD/TUST – Lei nº 14.120, de 2021
Possibilidade de o cessionário reduzir/ceder cessões posteriormente (25º Leilão de
Regulatória
Energia Existente)
Regulatória Implementação da Resolução Normativa nº 904, de 2020
Aprimoramento Apuração da Receita de Venda para CCEAR-Q Energia Existente
Aprimoramento Retirada da regra de declaração de lastro para o 1º ano
Aprimoramento Ajuste de operacionalização de autoprodutor modelado sob varejista
Aprimoramento Desconsideração da Inflexibilidade no Custo de Descolamento
11. A consulta pública teve prazo de 45 dias e disponibilizou os seguintes documentos: Minuta
de Resolução Normativa, o Descritivo de Alterações e as minutas das novas versões dos módulos enviados
pela CCEE.
12. Nesse período foram recebidas 54 contribuições de 18 agentes setoriais. A análise das
contribuições está amplamente detalhada no Relatório de Análise de Contribuições (RAC) da consulta
pública, anexo à Nota Técnica nº /2021-SRM/ANEEL.
13. Na tabela a seguir apresento o conjunto de contribuições aceitas, parcialmente aceitas e
não aceitas.
Tabela 2 – Síntese da análise de contribuições da CP nº 55/2021

Fls. 4 de 11

# Instituição Aceita Parcialmente aceita Não aceita Total de Contribuições
1 ABEEÓLICA 4 4
2 ABIAPE 1 1
3 ABRACE 1 1 2
4 ABRACEEL 1 1
5 ABRAGET 2 2
6 APINE 3 3
7 CASA DOS VENTOS 1 1
8 COMERC 3 3
9 CPFL 1 1 2
10 EDF RENEWABLES 2 2
11 EDP 1 1 2
12 ENEL 1 1
13 ENERGISA 2 1 5 8
14 ENGIE 1 5 6
15 EQUATORIAL 3 3
16 NEOENERGIA 1 1 2
17 OMEGA ENERGIA 2 1 3
18 CCEE 6 2 8

TOTAL 18 (33,33%) 3 (5,56%) 33 (61,11%) 54 (100%)
14. Passo a tratar dos itens em que tivemos mais contribuições à proposta e que merecem
detalhamento e esclarecimentos adicionais. Os demais temas receberam contribuições que apenas
ratificam o que foi proposto pela ANEEL.
II.1 CBR – Recomposição de lastro em casos de redução de GF, e consideração de usinas sem GF definida
pelo MME
15. A Resolução Normativa nº 909, de 2020, que aprovou as REGRAS, versão 2021, ratificou o
entendimento exposto no Despacho nº 681, de 10 de março de 2020, de que o registro na CCEE de
contratos de suprimento de energia celebrados pelas distribuidoras (Contratos Bilaterais Regulados -
CBRs) anteriormente à emissão da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, devem refletir o contrato
original registrado na ANEEL, considerando a informação de que a venda diz respeito à usina incentivada,
se for o caso.
16. Essa informação é fundamental para impedir o repasse de direito a desconto tarifário, que é
mantido pela CDE, relativo a usina cuja GF esteja comprometida com o CBR. Nesse caso, o contrato entre
a distribuidora e a usina incentivada geram o direito ao vendedor do desconto de TUSD, sendo vedada a
comercialização dessa energia incentivada em outro contrato, com repasse do desconto tarifário da
"mesma energia incentivada", em prejuízo da CDE.

Fls. 5 de 11
17. A partir dessa premissa, a CCEE apontou a necessidade de ajuste adicional nas REGRAS para
contemplar usinas comprometidas com CBRs, mas que não possuem GF definida pelo Ministério de Minas
e Energia (MME). Foi identificado pela Câmara que a álgebra vigente está em desacordo ao regramento
setorial pois não captura o recurso incentivado (e/ou especial) do agente para atendimento dos CBRs,
fato que poder ter impactado o orçamento da CDE, por meio do repasse de desconto tarifário. Assim, os
ajustes propostos pela CCEE visam tratar a recomposição de lastro de CBR, e, a consideração de usinas
sem GF definida pelo MME, com eventual ressarcimento à CDE.
18. Nesse sentido, a CCEE apresentou duas contribuições, ambas aceitas. Na primeira contribuição, a
Câmara sugere a revogação do art. 2º da Resolução Normativa nº 909, de 15 de dezembro de 2020 ("Art.
2º A partir da contabilização de janeiro de 2022, os Contratos Bilaterais Regulados ─ CBRs dos agentes de
distribuição deverão ser registrados pela CCEE."), e apresenta proposta alternativa relativa ao registro
de CBRs pela CCEE, com envio de relatório periódico pela CCEE à ANEEL.
19. Sobre essa contribuição, a CCEE em análise dos CBRs identificou que não há padronização de
informações entre esses contratos, que apresentam cláusulas consideravelmente diversas quanto à forma
de sazonalização, modulação e flexibilidade no montante contratado. Isso impede que a Câmara realize o
adequado registro do contrato em conformidade com o aprovado na ANEEL. Por tal razão, a SRM entende
que é necessário o envio de relatório periódico pela CCEE à ANEEL com parâmetros importantes para
eventual abertura de processo fiscalizatório, com previsão nos Procedimentos de Comercialização.
20. Já a segunda contribuição, com a qual também concordamos, diz respeito à correção relativa às
usinas comprometidas com CBR e sem GF definida pelo MME. A CCEE alega que a proposta inicial da
ANEEL de recontabilização das REGRAS relativas à matriz de desconto pode não garantir o objetivo
principal da medida, que é o ressarcimento à CDE pela comercialização indevida de energia incentivada.
Desse modo, a CCEE sugere, e indica ser mais efetivo, que o ressarcimento à CDE ocorra diretamente, por
meio de processo administrativo específico, conforme caso semelhante aprovado pela ANEEL, que
resultou no Despacho nº 681, de 10 de março de 2020.
21. As contribuições de ABEEÓLICA, APINE e ENERGISA são contrárias à proposta inicial de
recontabilização dos valores, sendo apontado pelos agentes a necessidade de correção a partir das novas
regras, para manter a segurança regulatória.
22. Entendemos que a alteração algébrica proposta é fundamental para adequar as regras de
comercialização à regulação setorial, uma vez que a falha identificada dá margem ao descumprimento do

Fls. 6 de 11
conceito aprovado pelo Despacho nº 681/20205, e ratificado pela Resolução Normativa nº 909/2020.
Desse modo, não prospera a questão da segurança regulatória, uma vez que o ajuste na álgebra será
realizado exatamente para que a regulação seja cumprida.
23. É necessário ainda que sejam apuradas as eventuais transações incorretas realizadas em
desacordo à regulação setorial, mas que prosperaram pela inadequação da álgebra e do sistema. No
entanto, ao invés de recontabilizar a matriz de desconto conforme explicitado anteriormente, o que
poderia impactar agentes terceiros sem relação com os CBR, será implementada a proposta da CCEE para
que seja efetuado o cálculo do impacto financeiro causado à CDE e que o valor seja igualmente dividido
entre as partes contratuais, conforme entendimento exposto no Despacho nº 681, de 2020, que orientou
questão semelhante. Esclarece-se que serão abertos processos específicos, para avaliação de cada caso.
24. A ENERGISA propôs ainda que apenas o agente beneficiado efetue o ressarcimento. No entanto,
o entendimento para esse tipo de questão, já analisado em processos anteriores é que as duas partes
(comprador e vendedor) são responsáveis pelo registro na CCEE (procedimento em que uma parte registra
e a outra efetua a validação) e assim ambas são responsáveis pelo ressarcimento à CDE.
25. Não obstante, a partir das informações encaminhadas pela CCEE, bem como em eventuais
considerações apresentadas pelas partes no processo que será aberto especificamente para o
ressarcimento, a ANEEL avaliará a responsabilidade de cada agente, exclusivamente para essa faixa
temporal em que as REGRAS apresentaram o erro no cálculo do desconto de usinas comprometidas com
CBR e sem GF definida pelo MME.
II.2 – Tratamento de desconto em TUSD/TUST - Lei nº 14.120, de 2021
26. A Lei nº 14.120, de 1º de março de 2021, acrescentou, entre outros, os §§ 1º-C, 1º-D, 1º-E
e 1º-F ao art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações na forma de aplicação de
descontos em tarifas de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição. Nesse sentido, a CCEE
apresentou proposta de alteração das REGRAS para refletir os novos comandos da Lei, e, foram recebidas
diversas contribuições sugerindo a regulamentação imediata desses novos dispositivos
5 O despacho é resultado da deliberação sobre o Processo 48500.002568/2003-95 que determinou o ressarcimento do custo
incorrido na Conta de Desenvolvimento Energético – CDE decorrente de registro irregular de contrato bilateral celebrado entre
a compradora Energisa Mato Grosso S.A. - EMT e a vendedora Novo Mundo S.A. O caso relaciona-se à questão ora discutida,
em que a proposta de ressarcimento cumpre o objetivo pretendido no PdC de neutralização da vantagem financeira auferida
pelo gerador resultante da comercialização de energia incentivada.

Fls. 7 de 11
27. No entanto, o assunto não estava no escopo da CP. O voto condutor bem como a Nota
Técnica nº 83/2021-SRM/ANEEL, documentos que embasaram a abertura da CP nº 55/2021, evidenciaram
que o assunto não seria objeto da CP porque ainda não foi concluída a respectiva regulamentação.
Somente após a definição da regulamentação, as REGRAS poderão ser alteradas para operacionalizar os
novos dispositivos.
28. Assim, por estarem fora do escopo da CP nº 55/2021, essas contribuições não foram
aceitas.
II.3 – Implementação da Resolução Normativa nº 904, de 2020
29. Um dos temas tratados na CP nº 55/2021 para as REGRAS de 2022 foi a operacionalização das
inovações implementadas pela REN 904/2020 no MVE e nos MCSD de Energia Nova e Energia Existente a
partir de dezembro de 2021.
30. Dentre essas inovações, a REN 904/2020 estabeleceu os novos produtos mensais e plurianuais
para o MVE, previstos para início de operacionalização a partir do mês de dezembro de 2021, com oferta
dos produtos mensais para os primeiros meses de 2022.
31. No entanto, durante a CP, foi proposto pela ANEEL que esses novos produtos (mensais e
plurianuais) não sejam ofertados enquanto não houver a definição dos respectivos critérios de repasse
tarifário nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.
32. Foram recebidas diversas contribuições na CP nº 55/2021 sobre esse tema, com diferentes
percepções dos agentes. A Equatorial Energia concorda com o posicionamento da SRM a respeito da
postergação da oferta dos novos produtos. E a EDP sugere que sejam ofertados ao menos os produtos
mensais, independente da definição dos critérios de repasse.
33. Já ABRACEEL, Enel, Energisa, Engie e Neoenergia contribuíram no sentido de que a oferta dos
novos produtos ocorra em dezembro de 2021, ainda que os critérios de repasse não tenham sido
definidos, pois se trata de medida aguardada pelos agentes, sendo o MVE o principal meio de
transferência de energia entre os ambientes de contratação regulada e livre. Ao mesmo tempo,
ABRACEEL, Energisa e Neoenergia ressaltaram a importância de célere definição dos critérios de repasse
tarifário do MVE, objeto da Audiência Pública nº 25, de 2019.
34. Entendo e concordo com as ponderações e preocupações externalizadas pelos agentes setoriais
quanto a importância da definição dos critérios de repasse tarifário do MVE nos Procedimentos de

Fls. 8 de 11
Regulação Tarifária – PRORET, e sobre a operacionalização dos novos produtos mensais e plurianuais do
MVE.
35. Entretanto, ao analisar atentamente a questão, entendemos mais adequado mitigar a
possibilidade de ocorrência de prejuízo às distribuidoras decorrente da oferta de energia nesses novos
produtos enquanto não houver a definição dos respectivos critérios de repasse tarifário no PRORET.
Considerando que a implementação dos sistemas na CCEE será concluída conforme definido pela REN
904/2020, assim que tais critérios de repasse forem estabelecidos a Câmara já terá condições de
operacionalizar os novos produtos.
36. Em relação às contribuições que ressaltam a importância do MVE para transferência de energia
entre os ambientes de contratação regulada e livre, esclareço que os produtos trimestrais, semestrais e
anuais continuarão a ser operacionalizados pela CCEE, em acordo a REN 904/2020.
II.4 – Desconsideração da Inflexibilidade no Custo de Descolamento
37. O custo de descolamento é dado pelo custo adicional decorrente da operação de usinas
termelétricas despachadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) por ordem de mérito, mas
cujo Custo Variável Unitário (CVU) da usina for superior ao Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). Esse
custo está regulamentado pela Resolução Normativa nº 658, de 14 de abril de 2015, nos seguintes termos:
"Art. 5º O custo adicional decorrente da operação de usinas termelétricas despachadas pelo
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS por ordem de mérito, cujo CVU da usina for
superior ao PLD, deve ser rateado por todos os agentes de consumo, na proporção do
consumo líquido total do agente, estando a unidade geradora localizada ou não no mesmo
ponto de consumo.
Parágrafo único. O custo adicional de que trata o caput corresponde à diferença entre o CVU
da usina despachada e o PLD, multiplicado:
I – pela diferença positiva entre a energia produzida pela usina e a obrigação de entrega de
energia, ou a geração destinada ao contrato, quando aplicável, para as usinas comprometidas
com CCEARs por disponibilidade; ou
II – pela energia produzida pela usina, para as usina não comprometida por CCEARs por
disponibilidade."
38. Conforme apresentado na abertura da CP nº 55/2021, a CCEE identificou que a implementação
nas REGRAS da REN 658, de 2015, não tratou adequadamente a geração inflexível declarada pelos
agentes, quando esses informam que devem gerar independente do PLD. Nessas situações, os agentes
assumem que o PLD é suficiente para sua remuneração, e não fazem jus ao recebimento de encargos ou
de custo de descolamento caso o CVU seja superior ao PLD.

Fls. 9 de 11
39. Assim, a CCEE propôs realizar ajustes para que a geração inflexível das usinas seja desconsiderada
do cálculo do custo de descolamento a partir de 2022, considerando as particularidades no caso de
comprometimento com contratos regulados.
40. Destaca-se que a geração inflexível não se enquadra como a geração tratada pelo art. 5º da
Resolução Normativa nº 658, de 2015, pois não é despachada por ordem de mérito, mas por solicitação
do próprio gerador. O montante eventualmente gerado que exceda à inflexibilidade, em razão de
despacho por ordem de mérito pelo ONS, é que faz jus ao recebimento do custo de descolamento.
41. Nesse sentido, a SRM entende que se trata de erro na implementação das REGRAS relativas ao
art. 5º da Resolução Normativa nº 658, de 14 de abril de 2015, e, que é necessário recontabilizar os valores
desde janeiro de 2015, diante o disposto no Parágrafo único do art. 7º dessa Resolução. O efeito esperado
da recontabilização é a reversão aos agentes consumidores do Ambiente de Contratação Regulada, (ACR),
e do Ambiente de Contratação Livre (ACL) de valores pagos aos agentes geradores a título de custo de
descolamento.
42. Sobre esse item foram recebidas contribuições da ABRACE, CPFL, ABRAGET, APINE, ENGIE e CCEE.
43. A ABRACE solicitou transparência e agilidade na recontabilização dos valores envolvidos. Já a CPFL
solicitou a divulgação prévia dos valores pela CCEE de forma que os agentes tenham condições de
internalizar antecipadamente em suas avaliações e processos os eventuais efeitos financeiros.
44. Sobre essas contribuições, informo que o processamento das recontabilizações segue o previsto
nos Procedimentos de Comercialização.
45. ABRAGET e APINE entendem que as alterações devem surtir efeitos apenas após a aprovação das
novas REGRAS, pois entendem que essa alteração deve ser interpretada como um aprimoramento das
REGRAS vigentes. A ENGIE, por sua vez, entende que a REN 658/2015 não estabelece que a geração
inflexível será descontada da energia produzida pela usina, e que essas foram "as regras do jogo" desde
então. Subsidiariamente, a ENGIE entende que a eventual alteração das REGRAS deve produzir efeitos
apenas depois da sua aprovação.
46. Por sua vez, a CCEE encaminhou contribuição, que foi aceita, para que a geração inflexível, quando
não estiver relacionada com o compromisso de entrega de inflexibilidade contratual, não seja alocada aos
contratos regulados quando o CVU da usina na ordem de mérito for maior que o PLD. Para usinas

Fls. 10 de 11
comprometidas com obrigação de entrega, conforme sugerido pela CCEE, o tratamento seria análogo,
reduzindo a entrega da disponibilidade máxima contratual.
47. Para esclarecer a proposta de ajuste nas REGRAS, importa relembrar o contexto que deu origem
ao art. 5º da REN 658/2015, e, seus objetivos.
48. Em 25 de novembro de 2014, foram emitidas a Resolução Normativa nº 633 e a Resolução
Homologatória nº 1.832, que reduziram o limite máximo do PLD para o ano de 2015 para R$ 388,48/MWh,
sendo que o limite anterior, relativo a 2014, era de R$ 822,23/MWh. Essa redução tenderia a realocar (do
MCP para encargos) parte dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por
ordem de mérito pelo ONS, cujo CVU estivesse acima do PLD máximo. Até então, o pagamento da
diferença entre o PLD máximo e o CVU era realizado via Encargos de Serviço do Sistema (ESS) por Restrição
de Operação.
49. Por isso foi realizada a AP nº 01/2015, com o objetivo de ajustar a regulamentação relacionada ao
critério de alocação dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem
de mérito de custo que não são cobertos pelo PLD, ou seja, para usinas cujo CVU está acima do PLD. A
resolução normativa nº 658/2015, portanto, é o resultado dessa audiência pública. Nesse sentido fica
evidenciado que nem a audiência pública, nem o regulamento visavam o tratamento do custo de
operação de usinas despachadas em razão de declaração de inflexibilidade ao ONS.
50. No entanto, as REGRAS implementadas para operacionalizar a Resolução Normativa nº 658, de
2015, não fazem distinção entre a geração despachada pelo ONS por ordem de mérito e aquela declarada
como inflexível pelo agente de geração. Para ambas as situações, estava sendo calculado um custo
adicional a ser pago por todos os agentes de consumo, proporcional à diferença entre o CVU da usina e o
PLD.
51. Portanto, como as REGRAS não foram implementadas em acordo a referida Resolução Normativa
é necessário realizar a correção e os valores pagos a maior indevidamente pelos agentes de consumo aos
geradores devem ser devolvidos por meio da recontabilização do Mercado de Curto Prazo (MCP) desde
janeiro de 2015, quando iniciou a vigência das REGRAS relativas à Resolução Normativa nº 658, de 2015.
52. Nesse sentido, a proposta encaminhada para o ACL, no caso de usinas não comprometidas com
CCEARs por disponibilidade, é que seja realizada a correção das REGRAS e a recontabilização desde janeiro
de 2015. Essa correção retroativa deve abranger também aquelas usinas enquadradas no inciso I do

Fls. 11 de 11
Parágrafo Único do art. 5º da Resolução Normativa nº 658, de 2015, na parcela de geração inflexível que
exceder a obrigação de entrega de energia ou a geração destinada ao contrato.
53. Já para o ACR, a proposta é ajustar as REGRAS a partir de 2022, e, preservar os efeitos do
Despacho nº 1.577, de 20 de maio de 2014, que, em meio a um cenário com PLD elevado e usinas com
CVU inferior ao PLD, estabeleceu que a declaração de inflexibilidade deveria ser considerada como ordem
de mérito de preço para a apuração dos CCEAR. Ressalte-se que a operacionalização dos CCEAR foi
mantida conforme o citado despacho após a emissão da Resolução nº 658, de 2015, e será alterada apenas
a partir de janeiro de 2022.
54. Apresentadas as propostas para a complementação das Regras de Comercialização, esclareço que
todas as alterações elencadas acima foram tratadas no âmbito da consulta pública e estão amplamente
detalhadas na Nota Técnica 116/2021-SRM/ANEEL. Informo ainda que a revisão das REGRAS não depende
de Análise de Impacto Regulatório (AIR), conforme art. 7º da Resolução Normativa nº 941, de 2021, dado
que visam disciplinar direitos ou obrigações definidos em norma hierarquicamente superior ou são
considerados de baixo impacto.
55. É o voto.
III - DIREITO
56. A presente análise tem amparo nos seguintes dispositivos legais e normativos: a) Lei nº 9.427, de
26 de dezembro de 1996; b) Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; d) Decreto nº 5.163, de 30 de julho
de 2004; e) Resolução Normativa nº 109, de 26 de outubro de 2004; f) Resolução Normativa nº 658, de
14 de abril de 2015; e g) Resolução Normativa n° 904, de 15 de dezembro de 2020.
IV – DISPOSITIVO
57. Diante do exposto e considerando o que consta no Processo nº 48500.003711/2021-64 voto por
aprovar Resolução Normativa, na forma da minuta anexa, aprovando as Regras de Comercialização de
Energia Elétrica, versão 2022, a serem operacionalizadas a partir de dezembro de 2021, bem como as
versões relativas aos anos de 2015 a 2021 a serem recontabilizadas.
Brasília, 23 de novembro de 2021.
Elisa Bastos Silva
Diretora