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

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

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

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

ao resultado do benefício concedido, pois se trata da definição do valor proporcional do desconto associada à 
usina nessa condição. 
 
31. 
Além disso, considerando as avaliações referentes à contratação do uso, entendo que o 
MUSD/MUST não deve ser o único parâmetro observado no fator de redução da garantia física para fins de 
desconto na TUSD/TUST (F_MUSDT_30) das Regras de Comercialização. Deve-se observar ainda a maior 
potência injetada no ponto de conexão do sistema em um período de comercialização no mês de referência. 
 
32. 
Este novo parâmetro possui relação com o montante de uso faturado, ou seja, caso o agente 
ultrapasse o montante contratado, deve ser considerado o maior valor entre o contratado e o medido. Assim, 
evita-se qualquer incentivo à subcontratação do uso da rede, em razão do benefício econômico do subsídio do 
desconto na tarifa. 
 
33. 
Destaco ainda os casos de ampliação das usinas, conforme disposto no §3º do art. 2 da REN 
77/20048, que inicialmente não estava previsto na abertura da AP 67/2016. 
 
34. 
Conforme verificado pela SRM junto à CCEE, não há viabilidade operacional de se implementar 
nas Regras de Comercialização, com vigência a partir de janeiro de 2017, o tratamento a ser conferido aos 
agentes que se enquadrem nesta condição.  
 
35. 
Assim, a CCEE deverá encaminhar proposta de Regras de Comercialização, com as definições 
e critérios necessários tratados na NT 281/2016–SRM/ANEEL, em até 90 dias, de modo a considerar as 
situações enquadradas no §3º do art. 2 da REN 77/2004. 
 
36. 
Houve ainda contribuições referentes à necessidade ou não de emissão de novo ato de 
outorga, de modo a compatibilizar os atos vigentes com o disposto no § 1º-B do art. 26 da Lei 9.427/1996, que 
concede o desconto parcial para as respectivas usinas que ultrapassarem os 30 MW de potência injetada. 
 
37. 
Entendo não ser necessário a compatibilização dos atos de outorga dos empreendimentos que 
já possuem a concessão de desconto, mesmo que neste ato esteja especificado que o desconto se aplica até 
a potência injetada de 30 MW. 
 
38. 
Assim, aqueles empreendimentos que atualmente possuem MUSD/MUST acima de 30 MW e 
menor que 50 MW e que estão modelados na CCEE no perfil convencional especial poderão solicitar alteração 
da modelagem para o perfil de incentivado especial, sem necessidade de novo ato de outorga.  
 
39. 
Contudo, os demais empreendimentos que não possuem qualquer menção ao desconto na 
TUSD/TUST deverão necessariamente solicitar emissão de novo ato de outorga, conforme já aprovado pela 
REN 77/2004. 
 
II.2.  REDUÇÃO BILATERAL DE CCEARS DE QUE TRATA A REN 711/2016 
40. 
A REN 711/2016 estabeleceu critérios e condições para a celebração de acordos bilaterais 
envolvendo CCEAR, que devem ter seus prazos e montantes registrados até o dia 25 do mês anterior ao de 
início da vigência, e sua proposta de operacionalização consta nos cadernos das Regras 2017. 
 
41. 
No que tange especificamente aos contratos regulados de energia eólica com compromisso de 
entrega anual e quadrienal, identificou-se a necessidade de as Regras preverem o tratamento a ser dado ao 
excedente de energia caso o novo comprometimento anual seja inferior à energia já entregue ao contrato. 
 
                                                     
8 §3º Terá direito ao percentual de redução somente a parcela da ampliação dos empreendimentos de que trata o inciso III que 
comercialize energia em leilão de energia nova realizado a partir de 1º de janeiro de 2016. (Incluído pela REN ANEEL 745 de 
22.11.2016)

42. 
Para facilitar o entendimento, a SRM apresentou como exemplo um gerador eólico hipotético 
que possua CCEAR com início de suprimento em janeiro de 2015 e montante anual contratado igual a 100 
MWh. Conforme o contrato, toda geração realizada acima do limite de saldo acumulado anual será liquidada 
em nome do agente, podendo ser comercializada no ACL (caso o vendedor possua lastro) ou valorada ao PLD. 
Tabela 2 – Saldo Acumulado Anual para o Quadriênio no exemplo 
Primeiro Quadriênio 
2015 (saldo 30%) 
2016 (saldo 20%) 
2017 (saldo 10%) 
2018 (saldo 0%) 
Limite de saldo anual 
130 MWh 
120 MWh 
110 MWh 
100 MWh 
Fonte: Nota Técnica 281/2016-SRM/ANEEL.  
 
43. 
Supondo ainda que esse gerador gere (i) 110 MWh em 2015 (saldo acumulado de 10 MWh 
alocado para o ano seguinte) e (ii) 70 MWh entre janeiro e junho de 2016. Ou seja, em junho de 2016 
apresentava montante entregue ao contrato igual a 80 MWh. 
 
Figura 1 – Exemplo de Saldo Acumulado Anual 
Fonte: Nota Técnica 281/2016-SRM/ANEEL.  
 
44. 
Caso o gerador solicite o registro de acordo bilateral para redução de seu compromisso 
contratual a zero para o período de julho a dezembro de 2016, o seu novo limite de saldo acumulado para 2016 
passará então a 60 MWh (metade do original). Conforme detalhado a seguir, houve então uma entrega de 20 
MWh acima desse novo limite, aqui chamado de “excedente de energia”.
  Primeiro Quadriênio      2015 (saldo 30%)      2016 (saldo 20%)      2017 (saldo 10%)      2018 (saldo 0%)  
  Limite de saldo anual      130 MWh      120 MWh      110 MWh      100 MWh  

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

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