VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005184/2015-84 
INTERESSADOS: CCEE, agentes de mercado 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG. 
ASSUNTO: Requerimento administrativo interposto pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
- CCEE com vistas ao recálculo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD das semanas operativas 
de julho de 2016. 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
Tendo em vista as condições hidrológicas adversas na bacia do rio São Francisco, a 
Agência Nacional de Águas – ANA e o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais 
Renováveis – IBAMA vem autorizando a redução da vazão mínima defluente das usinas Sobradinho e 
Xingó abaixo do valor referencial de 1.300 m3/s desde o ano de 2013.  
 
2. 
Por meio do Ofício nº 128/2016-SRG/ANEEL, de 07 de junho de 2016, a SRG solicitou ao 
ONS, com cópia à CCEE, que a vazão defluente a jusante da UHE Sobradinho fosse alterada de 1.300 
m3/s para 800 m3/s no Programa Mensal da Operação – PMO, ao menos até o mês de dezembro de 2016, 
e também que fosse avaliada pelo ONS a representação da defluência mínima da UHE Três Marias para 
a qual também vinham sendo definidos valores inferiores a 420m³/s. 
 
3. 
Mediante CARTA ONS 0897/100/2016, de 09 de junho 2016, o ONS encaminhou as 
análises de sensibilidade para o Custo Marginal de Operação – CMO, considerando a implementação da 
defluência da UHE Sobradinho em 800 m3/s, no modelo NEWAVE, para o período de junho a dezembro 
de 2016 e de junho de 2016 a abril de 2017.

4. 
No Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação da Semana Operativa de 18 a   
24 de junho de 2016, publicado em 17 de junho de 2016, o ONS informou que, a partir do PMO Julho/2016, 
seria implementado o Ofício nº 128/2016-SRG/ANEEL, de 07 de junho de 2016, que instrui o ONS a 
utilização no modelo de médio prazo NEWAVE da vazão mínima do rio São Francisco de 800 m³/s até 
pelo menos o mês de dezembro de 2016. 
 
5. 
Pela CARTA ONS 191/300/2016, de 22 de junho de 2016, o ONS enviou à ANEEL 
proposta de atendimento ao disposto no Ofício nº 128/2016-SRG/ANEEL. 
 
6. 
Por sua vez a ABRACEEL protocolizou na ANEEL, em 23 de junho de 2016, recurso com 
pedido de efeito suspensivo contra o Ofício nº 128/2016-SRG/ANEEL. 
 
7. 
Nos dias 23 e 24 de junho de 2016, o ONS realizou o PMO referente a julho/2016, 
aplicando as orientações emanadas pela SRG para modelagem da defluência das usinas do Rio São 
Francisco. 
 
8. 
Em 27 de junho de 2016, a CCEE realizou reunião com os agentes setoriais para tratar da 
adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados da cadeia de programas, conhecida como InfoPLD, 
em atendimento à Resolução Normativa nº 568 – REN 568, de 23/07/2013. 
 
9. 
Por meio do Despacho nº 1.674, de 27 de junho de 2016, o Diretor-Geral não conheceu 
do pedido de efeito suspensivo elaborado pela ABRACEEL. 
 
10. 
Por meio da Carta CT-CCEE 1738/2016, de 15 de julho de 2016, a CCEE solicitou à 
ANEEL autorização para republicação do PLD da primeira, segunda e terceira semanas operativas do mês 
de julho de 2016, bem como para as demais semanas operativas em que for considerada no cálculo do 
PLD a restrição da vazão mínima do rio São Francisco. 
 
11. 
Na sessão de Sorteio Público Ordinário nº 030/2016, de 1º de agosto de 2016, o processo 
foi a mim distribuído.

12. 
A SRG concluiu a avaliação do requerimento da CCEE por meio da Nota Técnica nº 
081/2016-SRG/ANEEL, de 3 de agosto de 2016. 
 
13. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
14. 
A CCEE, por meio da Carta CT-CCEE 1738/2016, informou que alguns dos agentes de 
mercado se julgaram prejudicados pela não previsibilidade da alteração de modelagem da vazão do rio 
São Francisco nos modelos computacionais e que entende ser mais adequado a consideração desta 
restrição no modelo Newave apenas nos dois primeiros meses do horizonte de estudo, assim como no 
modelo Decomp.  
 
15. 
Por esse motivo, a CCEE entende que houve inconsistência no cálculo do PLD, e cita que, 
de acordo com a Resolução Normativa nº 568/2013 – REN 568, caso seja identificado qualquer erro na 
representação de qualquer componente do sistema, o PLD deve ser republicado nas situações onde a 
diferença entre o PLD oficial e o recalculado seja superior a 10% do PLD mínimo (3,025 R$/MWh) e apenas 
para as semanas operativas do mês cujo resultado de aporte de garantias financeiras não tenha sido 
divulgado pela CCEE. 
 
16. 
Além disso, a CCEE alega que, conforme previsto no Anexo de Regras de 
Comercialização – Preço de Liquidação das Diferenças – Versão 2014 0.0, a CCEE possui prerrogativa 
de realizar o tratamento das restrições internas aos submercados que não impactam o intercâmbio entre 
os submercados, como no presente caso, que consiste numa restrição de defluência mínima e máxima do 
rio São Francisco. 
 
17. 
Assim, transcrevo abaixo o pedido da CCEE:

16 
Por todo o exposto e com fundamento nos artigos 2º do Decreto nº 5.177/2004, 24 e 42 
da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, na Resolução Normativa ANEEL nº 
568/2013, no exposto pelos Ofícios SRG/ANEEL nº 042/2009 e 274/2015, no Anexo de Regras de 
Comercialização – Preço de Liquidação das Diferenças – Versão 2014.0.0 e de modo a assegurar 
a previsibilidade dos modelos de precificação e a segurança do próprio mercado de energia 
elétrica no que tange as alterações regulatórias, a CCEE requer a essa Agência, autorização para 
republicação do PLD na primeira, segunda e terceira semana operativa do mês de julho de 2016, 
bem como para as demais semanas operativas em que for considerada no cálculo do PLD a 
restrição da mencionada vazão. 
 
18. 
Quanto à fundamentação legal, a CCEE baseou-se no art. 2º do Decreto nº 5.177/2004, 
que estabelece como uma das atribuições da CCEE: V - apurar o Preço de Liquidação de Diferenças - PLD 
do mercado de curto prazo por submercado. 
 
19. 
No entanto, na avaliação da SRG, com a qual concordo, esse dispositivo não deve ser 
interpretado de forma isolada, já que existe um arcabouço legal que deve ser obedecido nessa apuração.  
 
20. 
Com relação ao processo de definição de preços, o art. 57 do Decreto nº 5.163, de 30 de 
julho de 2004, estabeleceu que o PLD, a ser publicado pela CCEE, deverá observar a otimização do uso 
dos recursos eletroenergéticos para o atendimento aos requisitos da carga, considerando as condições 
técnicas e econômicas para o despacho das usinas. 
 
21. 
Por sua vez, a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, em seu artigo 13, assim como seu 
regulamento, o Decreto nº 5.081, de 14/05/2004, foram taxativos ao definir que pertence ao ONS a 
programação da operação com vistas a otimização dos sistemas eletroenergéticos interligados. 
 
22. 
Ao se avaliar o conjunto de comandos legais fica evidente a atribuição do ONS no 
planejamento e na operação do SIN com vistas à otimização eletroenergética e a obrigação da CCEE em 
obedecer a essa otimização quando do cálculo e da publicação do PLD. Logo, a atribuição da CCEE no 
cálculo do PLD está subordinada à otimização eletroenergética do SIN efetuada pelo ONS.

23. 
A Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004 também estabeleceram que a CCEE deve 
observar as restrições de transmissão entre submercados quando do cálculo do PLD, bem como 
desconsiderar as restrições elétricas internas aos submercados, uma vez que seus custos não são 
embutidos no PLD, mas sim pagos via encargos de serviço do sistema. 
 
24. 
Desse modo, conclui-se que o Poder Concedente permitiu a desconsideração somente de 
restrições elétricas para o cálculo do PLD pela CCEE, como sublinhado nos dispositivos do Decreto. Caso 
outras restrições, de origem não elétrica (como por exemplo, as hidráulicas), devessem também ser 
excluídas do cálculo do PLD pela CCEE, o Poder Concedente deveria ter determinado como os custos de 
tais restrições seriam cobertas, o que não o fez. 
 
25. 
As Regras de Comercialização vigentes, notadamente o caderno Preço de Liquidação das 
Diferenças - Versão 2015.2.0, expedido pela ANEEL, também cuidaram de regular pormenorizadamente 
o disposto no Decreto 5.163/2004 no que tange às restrições elétricas, conforme acima explicado. Abaixo, 
são explicitados esses comandos regulatórios estabelecidos pela ANEEL nas Regras de Comercialização 
Versão 2015.2.0. 
 
6. Assim sendo, os dados oriundos do ONS e recebidos pela CCEE para cálculo do PLD são 
tratados, ou seja, a CCEE NÃO considera as restrições elétricas internas aos submercados para 
o cálculo do PLD, porém, com algumas considerações:  
 
6.1. As restrições elétricas internas aos submercados NÃO são consideradas no cálculo do PLD 
desde que não impactem a capacidade de intercâmbio entre os submercados e não sejam 
decorrentes exclusivamente de atrasos de linhas de transmissão e linhas de distribuição.  
 
6.2. Assim, as restrições elétricas internas de natureza conjuntural, ou seja, aquela cuja solução 
não necessita de planejamento, NÃO são consideradas do cálculo do PLD.  
 
6.3. Entretanto, caso o limite de transporte de energia entre os submercados seja afetado por 
determinada restrição elétrica interna e de natureza estrutural, ou seja, sua eliminação precisa 
de solução de planejamento, a mesma deve ser considerada no cálculo do PLD.

6.4. Restrições decorrentes de elementos de transmissão que possuem critério de confiabilidade 
de operação específico e de caráter definitivo, mesmo que internas ao submercado, também 
deverão ser consideradas no cálculo do PLD. 
 
6.5. Restrições elétricas decorrentes exclusivamente de atrasos de linhas de transmissão e 
linhas de distribuição também deverão ser consideradas no cálculo do PLD.  
 
26. 
Assim, os critérios de (des)consideração pela CCEE das restrições elétricas no cálculo do 
PLD estão reguladas, não sendo aplicáveis à qualquer outro tipo de restrição, como, por exemplo, as 
restrições hidráulicas. 
 
27. 
No tocante à REN 568, esse normativo estabeleceu condições e prazos para que a CCEE 
republique o PLD. O art. 2º estabelece que a republicação do valor do PLD pela CCEE deverá ser efetuada 
na hipótese de ocorrer a identificação de erro (i) na inserção de dados ou (ii) no código fonte em qualquer 
programa da cadeia de modelos ou (iii) na representação de qualquer componente do sistema. 
 
28. 
Em relação ao item (i), o Ofício nº 128/2016-SRG/ANEEL tão-somente orientou o ONS a 
adotar no PMO “valores que retratam a operação que efetivamente vem sendo praticada”. Pelo contrário, 
poderia ser considerado um erro a hipótese de a ANEEL orientar o ONS a utilizar no PMO valores 
descolados da realidade física operativa do Sistema Interligado Nacional - SIN sem justificativa técnica 
adequada para tal. Desse exposto, conclui-se que o primeiro critério de republicação do PLD (identificação 
de erro) estabelecido na REN 568 não foi atendido. 
 
29. 
Também não podem ser enquadrados como erro o item (ii), pois a orientação ao ONS não 
ensejou mudança no algoritmo computacional, e nem o item (iii), pois não houve questionamento por parte 
da CCEE sobre a forma utilizada pelo ONS para a representação da defluência mínima do rio São 
Francisco nos modelos computacionais. 
 
30. 
Assim, a orientação dada pela SRG ao ONS, por meio do Ofício nº 128/2016-SRG/ANEEL, 
não configura um erro, pois a SRG tão-somente orientou o ONS a adotar no PMO valores que retratam a

operação que efetivamente vem sendo praticada, o que descarta o enquadramento desse evento aos 
critérios de republicação do PLD estabelecidos na REN 568. 
 
31. 
Quanto à manifestação da Câmara que “dada a natureza conjuntural da flexibilização da 
defluência mínima do rio São Francisco, a CCEE avalia ser mais adequado a consideração desta restrição 
no modelo NEWAVE apenas nos dois primeiros meses do horizonte de estudo, assim como e adotada no 
modelo DECOMP”, a CCEE se fundamentou nos Ofícios nº 042/2009-SRG/ANEEL e nº 274/2015-
SRG/ANEEL, em que esta SRG solicitou ao ONS que, nos dois primeiros meses do horizonte de 
programação da operação, na medida do possível, os dados do NEWAVE e DECOMP sejam iguais. 
 
32. 
Ocorre que, conforme ressaltou a SRG, nesses Ofícios, de modo algum houve menção e 
sequer a intenção de se fazer separação de que parâmetros, dados ou modelagens conjunturais devem 
se ater somente aos dois meses e as estruturais ao restante do período de programação. A única, e não 
outra solicitação, foi que nos dois primeiros meses do horizonte do estudo de programação o NEWAVE e 
DECOMP tenham dados iguais, no que couber. 
 
33. 
Paralelamente, cabe destacar que o texto da Resolução Normativa nº 477/2012, que 
estabelece as condições e os procedimentos para representação das restrições elétricas internas aos 
submercados no cálculo do PLD prevê que sejam consideradas somente as restrições elétricas internas 
ao submercados de natureza estrutural que podem impactar na capacidade de intercâmbio entre os 
submercados. Considerando-se, para os fins dessa Resolução, restrição elétrica de natureza estrutural 
como sendo aquela cuja eliminação necessita de solução de planejamento, inclusive os elementos de 
transmissão que possuem critério de confiabilidade de operação específico de caráter definitivo, estrutural 
e distinto do padrão definido nos Procedimentos de Rede. 
 
34. 
Nesse sentido, percebe-se que a REN nº 477/2012 é específica para restrições elétricas 
de transmissão, caso contrário não faria sentido uma definição tão específica para o significado de 
estrutural. O que a norma pretende proteger, portanto são os efeitos de indisponibilidades temporárias de 
funções de transmissão na definição do PLD, entendimento que não deve ser estendido ao caso em 
análise, que trata de restrição hídrica com longo prazo de duração.

35. 
Assim, para as demais restrições, que não de transmissão, é o período de 
duração/vigência dos parâmetros, dados ou modelagens, havendo viabilidade técnica de representação, 
que deve definir o horizonte de representação de um dado de entrada nos modelos de otimização. Assim, 
essa avaliação deve sempre buscar a melhor informação disponível e que esteja mais aderente à realidade 
operativa do SIN. 
 
36. 
A CCEE também solicitou que alterações como a ocorrida fossem precedidas de 
realização de Análise de Impacto Regulatório – AIR, instrumento regulatório da ANEEL aprovado por meio 
da Resolução Normativa nº 540, de 12 de março de 2013, que aprovou a Norma de Organização ANEEL 
nº 40. De acordo com essa Norma, há obrigatoriedade de se fazer AIR somente previamente à expedição 
ato normativo pela ANEEL, tipologia na qual não se enquadra o Ofício nº 128/2016-SRG/ANEEL. 
 
37. 
A CCEE também argumentou que alterações em restrições sejam precedidas de 
“discussões com os agentes de operação e mercado”. Fato é que já existe um instrumento que tem o 
objetivo de atender a essa demanda, qual seja a reunião do Programa Mensal da Operação - PMO. O 
PMO é o momento oportuno para que os agentes se manifestem sobre a modelagem dos diversos 
componentes do SIN nos modelos computacionais e discutam as orientações dadas pela ANEEL ao ONS 
para decidirem sobre o melhor momento e a melhor forma de implementação, de modo que os modelos 
computacionais melhor representem a realidade física do sistema. Esse procedimento está devidamente 
regulado pela ANEEL no Submódulo 7.3 dos Procedimentos de Rede do ONS. Assim, não se pode 
enquadrar como “erro” as ações emanadas dentro deste rito. 
 
38. 
Além disso, a orientação dada pela ANEEL ao ONS, com cópia à CCEE, foi feita de forma 
transparente e pública, uma vez que o referido Ofício foi juntado aos autos processo administrativo público 
48500.005184/2015-84 em 09/06/2016 (14 dias antes da realização do PMO de julho/2016), cujo acesso 
pode se dar pela ferramenta SICWEB da ANEEL, e o ONS indicou a implementação da orientação contida 
no ofício no Sumário Executivo do PMO da semana operativa de 18/06/2016 a 24/06/2016 (1 semana 
antes do PMO de julho/2016), relatório largamente conhecido e utilizado pelos agentes setoriais.

39. 
Assim, não há que se falar em falta de procedimento e nem de transparência em relação 
à alteração do referido dado de entrada para o PMO. 
 
40. 
Em que pese toda a discussão sobre o impacto da representação das defluências mínimas 
do Rio São Francisco sobre o PLD, o fato é que desde 2013 a ANA e o IBAMA vêm autorizando a redução 
da vazão mínima defluente abaixo de seu valor referencial (1.300 m3/s), e, desde dezembro de 2015, a 
vazão a jusante das barragens de Sobradinho, Itaparica e de Xingó foi reduzida para 800 m3/s, prática 
que vem sendo mantida até o presente momento, e que vem sendo acompanhada por meio de reuniões 
quinzenais coordenadas pela ANA, com a participação da ANEEL, MME, Órgãos gestores de Recursos 
Hídricos e todos os setores impactados na bacia.  
 
41. 
Em função das condições hidrológicas críticas na bacia do rio São Francisco, o ONS vem 
fazendo diversos estudos e, mais recentemente, em agosto de 2016, o Operador emitiu a Nota Técnica nº 
0096/2016 “Medidas adicionais para gestão dos recursos hídricos disponíveis na bacia do rio São 
Francisco durante o período seco de 2016”, recomendando a implantação, com a maior brevidade 
possível, da redução das vazões defluentes das usinas de Sobradinho e Xingó para 700 m3/s, valor ainda 
inferior ao atualmente utilizado pelo ONS para a programação da operação (800 m3/s). 
 
42. 
Esses fatos vêm a corroborar com a posição da SRG de que há convicção de que as 
defluências mínimas atualmente permitidas na bacia do Rio São Francisco deverão ser mantidas ao menos 
até o final de 2016 (ou talvez até reduzidas), o que justifica a correta adequação dos dados de entrada dos 
modelos computacionais à realidade física da referida bacia desde o PMO de julho de 2016.  
 
43. 
Além disso, caso se descole o PLD da realidade física do sistema aumentar-se-iam os 
valores dos encargos a serem pagos pelos consumidores, sem base normativa para tanto. 
III– DO DIREITO 
44. 
Esta análise está fundamentada nos seguintes dispositivos legais: 
 
 Lei nº 10.848, de 15/03/2004; 
 Lei nº 9.648, de 27/05/1998;

 Lei nº 9.427, de 26/12/1996; 
 Decreto nº 5.163, de 30/07/2004; 
 Decreto nº 5.081, de 14/05/2004; 
 Decreto nº 5.177, 12/08/2004; 
 Resolução Normativa nº 568, de 23/07/2013; 
 Resolução Normativa nº 540, de 12/03/2013; e 
 Resolução Normativa nº 109, de 26/10/2004. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
45. 
Do exposto e considerando o que consta do Processo no 48500.005184/2015-84, voto por 
conhecer do requerimento administrativo interposto pela CCEE para que a ANEEL autorize o recálculo e 
a republicação do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD das semanas operativas de julho de 2016 em 
razão da restrição de defluência das usinas hidrelétricas localizadas no Rio São Francisco, para, no mérito, 
negar-lhe provimento. 
 
Brasília, 06 de setembro de 2016. 
 
Tiago de Barros Correia 
Diretor