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 
central geradora ou cogeradora, conforme for o caso, em [kg/dia] ou [Nm3/dia], 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: 
 
𝐸𝑅=
𝐸̅
1000 × (8760 ℎ
𝑎𝑛𝑜) (MWh/ano) 
 
𝐸̅ = ∑
𝐸𝑖
12
𝑖=1
12
(kWmedio); 
 
𝐸𝑖= 𝑃𝐶𝐼𝑖× 𝑄𝑖× 𝜂𝑒𝑔𝑖× (
1
86.400
𝑑𝑖𝑎
𝑠) (kWmedio);

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; 
 
PCIi (kJ/kg ou kJ/Nm3) - 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: 
 
𝐸𝑅= 𝐸̅ × (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 
de ampliação, conforme o disposto nos incisos III e IV do art. 9o 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: 
 
𝐸𝑅𝑟𝑒𝑣= ∑
(𝐸𝑔𝑒𝑟𝑖)
𝑛
𝑖=1
𝑁𝐻
× (8760 ℎ
𝑎𝑛𝑜) 
 
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 
CGEE será revista, nos termos do disposto nos §§ 1o e 4o 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, 
em [kg/dia] ou [Nm3/dia], e ao PCI, em [kJ/kg] ou [kJ/Nm3], 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:  
 
𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝=
𝐺𝑀
𝑚á𝑥{𝐺𝐹; 0,40 × 𝑃𝐼} × 100% 
 
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.
m  𝑳𝒊𝒎
𝑰𝒏𝒇
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%

§ 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: 
 
GM = 
 (MWmed) 
 

=
m
i
i
m
Eger
1
*
8760
12

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) 
 
𝐹𝐶𝑀=
12
8760 × 
∑
𝐸𝑔𝑒𝑟𝑖
𝑚
𝑖=1
(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 
comercial (m)  
(GM/GF)*100 
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
Número de meses registrados na CCEE
posteriores ao décimo segundo mês de operação
comercial (m)  (GM/GF)*100
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%

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 
décimo segundo mês de operação comercial. 
Requisitos  
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) 
 
𝑅𝑒𝑞𝑝𝑜𝑛𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜=
𝑅𝑒𝑞𝑠𝑒𝑚 𝑖𝑛𝑐× 𝐺𝐹𝑠𝑒𝑚 𝑖𝑛𝑐. + ∑
(𝑅𝑒𝑞𝑖𝑛𝑐𝑘× 𝐺𝐹𝑖𝑛𝑐𝑘)
𝑘
𝑖=1
𝐺𝐹𝑠𝑒𝑚 𝑖𝑛𝑐. + ∑
𝐺𝐹𝑖𝑛𝑐𝑘
𝑘
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
n: número de meses registrados na CCEE posteriores ao
décimo segundo mês de operação comercial.  Requisitos
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%

Tabela 2 
q: quantidade de meses, 
posteriores ao mês de início de vigência da 
parcela incremental de garantia física 
decorrente da intervenção de índice “k” na 
usina. 
𝑅𝑒𝑞𝑖𝑛𝑐𝑘 
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 
CCEE após a instalação do sistema de medição de 
indisponibilidades (meses) 
Tolerância sobre a indisponibilidade 
total declarada para cálculo da Garantia Física (%)  
13 ≤ m < 36 
90% 
36 ≤ m < 48 
60% 
48 ≤ m< 60 
30% 
m ≥ 60 
5%
q: quantidade de meses,
posteriores ao mês de início de vigência da
parcela incremental de garantia física
decorrente da intervenção de índice “k” na
usina.  𝑅𝑒𝑞
𝑖𝑛𝑐𝑘
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%
Número de meses registrados na
CCEE após a instalação do sistema de medição de
indisponibilidades (meses)  Tolerância sobre a indisponibilidade
total declarada para cálculo da Garantia Física (%)
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) 
 
𝐺𝐹𝑎=
𝐺𝐹× ( 1 −𝐼𝑉𝑉)
(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: 
  
 
 
 
 
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 
(
)


=
=
=
=

+

=
60
1
1
60
1
1
)
(
j
n
i
ij
i
j
n
i
ij
i
HP
P
HEDP
HDP
P
TEIP
(
)


=
=
=
=
+
+
+
+

+

=
60
1
1
60
1
1
)
(
j
n
i
ij
i
j
n
i
ij
i
HRD
HDCE
HS
HEDF
HDF
P
HEDF
HDF
P
TEIFa

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) 
                      
𝐹𝐼𝐷= 𝐼𝐷𝑣
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: 
 
𝐹𝐼𝐷=
12
8760 × 
∑
𝐸𝑔𝑒𝑟𝑖
𝑚
𝑖=1
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 
 
SUBSISTEMA 
RIO 
RESERVATÓRIO 
ENERGIA MÁXIMA 
ARMAZENÁVEL 
(MWmed) 
FATOR DE 
PROPORCIONALIDADE (%) 
SE/CO 
Grande 
Furnas 
35.110 
27,2 
Marimbondo 
5.474 
4,2 
Água Vermelha 
4.447 
3,4 
Paranaíba 
Emborcação 
21743 
16,9 
Nova Ponte 
19.323 
15,0 
Itumbiara 
15.831 
12,3 
São Simão 
5.087 
3,9 
Paraná 
Ilha Solteira/Três 
Irmãos 
6.155 
4,8 
Tietê 
Barra Bonita 
2.731 
2,1 
Promissão 
1.833 
1,4 
Paranapanema 
Jurumirim 
4.050 
3,1 
Chavantes 
3.300 
2,6 
Capivara 
3.943 
3,1 
TOTAL 
129.027 
100 
SUL 
Iguaçu 
G.B.Munhoz 
6.038 
40,5 
S. Santiago 
3.239 
21,7 
Uruguai 
Barra Grande 
2.634 
17,7 
Jacuí 
Passo Real 
2.985 
20,1 
TOTAL 
14.896 
100 
NE 
S. Francisco 
Três Marias 
16.085 
34,8 
Sobradinho 
30.183 
65,2 
TOTAL 
46.268 
100 
N 
Tocantins 
Tucuruí 
7.631 
100 
TOTAL 
7.631 
100
SUBSISTEMA  RIO  RESERVATÓRIO  ENERGIA MÁXIMA
ARMAZENÁVEL
(MWmed)    FATOR DE
PROPORCIONALIDADE (%)  
SE/CO  Grande  Furnas  35.110    27,2  
    Marimbondo  5.474    4,2  
    Água Vermelha  4.447    3,4  
  Paranaíba  Emborcação  21743    16,9  
    Nova Ponte  19.323    15,0  
    Itumbiara  15.831    12,3  
    São Simão  5.087    3,9  
  Paraná  Ilha Solteira/Três
Irmãos  6.155    4,8  
  Tietê  Barra Bonita  2.731    2,1  
    Promissão  1.833    1,4  
  Paranapanema  Jurumirim  4.050    3,1  
    Chavantes  3.300    2,6  
    Capivara  3.943    3,1  
TOTAL        129.027    100
SUL  Iguaçu  G.B.Munhoz  6.038    40,5  
    S. Santiago  3.239    21,7  
  Uruguai  Barra Grande  2.634    17,7  
  Jacuí  Passo Real  2.985    20,1  
TOTAL        14.896    100
NE  S. Francisco  Três Marias  16.085    34,8  
    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 
  
Agente Responsável  
Ato Autorizativo  
Nome da Usina  
EA 
(MWh/ano)  
Número  
Data  
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 
Buriti Energia Ltda.  
Resolução no 710  
17/12/2002  Salto Buriti  
69.116 
C. J. Energética Ltda.  
Resolução no 650  
26/12/2001  São Bernardo  
71.306 
Caeté Empreendimentos 
Energéticos Ltda.  
Resolução no 524  
03/12/2001  
Senador Jonas Pinheiro  
33.288 
Centrais Elétricas da  
Mantiqueira – CEM  
Resolução no 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.  
Resolução no 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 
Desenvix S.A.  
Resolução no 605  
21/12/2001  Esmeralda  
107.923 
Eletroriver S.A.  
Resolução no 356  
22/12/1999  Carangola  
83.833 
Eletroriver S.A.  
Resolução no 369  
29/12/1999  Fumaça IV  
22.864 
Empreendimentos  
Patrimoniais Santa Gisele 
Ltda.  
Resolução no 139  
06/04/2004  Queluz  
187.464
Agente Responsável  Ato Autorizativo    Nome da Usina  EA
(MWh/ano)
  Número  Data    
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
Buriti Energia Ltda.  Resolução no 710  17/12/2002  Salto Buriti  69.116
C. J. Energética Ltda.  Resolução no 650  26/12/2001  São Bernardo  71.306
Caeté Empreendimentos
Energéticos Ltda.  Resolução no 524  03/12/2001  Senador Jonas Pinheiro  33.288
Centrais Elétricas da
Mantiqueira – CEM  Resolução no 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.  Resolução no 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
Desenvix S.A.  Resolução no 605  21/12/2001  Esmeralda  107.923
Eletroriver S.A.  Resolução no 356  22/12/1999  Carangola  83.833
Eletroriver S.A.  Resolução no 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  
Resolução no 276  
21/05/2002  
Cachoeira do Rio Rauen  
9.110 
Hidropower Energia Ltda  
Resolução no 752  
18/12/2002  
Engo José Gelásio da 
Rocha  
104.244 
Hidrotérmica S.A.   
Resolução no 055  
17/02/2004  Boa Fé  
87.250 
Hidrotérmica S.A.   
Resolução no 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
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  Resolução no 276  21/05/2002  Cachoeira do Rio Rauen  9.110
Hidropower Energia Ltda  Resolução no 752  18/12/2002  Engo José Gelásio da
Rocha  104.244
Hidrotérmica S.A.  Resolução no 055  17/02/2004  Boa Fé  87.250
Hidrotérmica S.A.  Resolução no 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.  
Resolução no 760  
18/12/2002  Sete Quedas Alta  
81.468 
Ludesa Energética S. A.   
Resolução no 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
Linear Participações e
Incorporações Ltda.,
GERAOESTE – Usinas
Elétricas do Oeste Ltda. e
MCA Energia e Barragem
Ltda.  Resolução no 760  18/12/2002  Sete Quedas Alta  81.468
Ludesa Energética S. A.  Resolução no 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. 
Resolução no 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 
RTK Consultoria Ltda.  
Resolução no 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.  
Resolução no 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.  
Resolução no 043  
03/02/2004  Rancho Queimado I  
21.024
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.  Resolução no 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
RTK Consultoria Ltda.  Resolução no 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.  Resolução no 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.  Resolução no 043  03/02/2004  Rancho Queimado I  21.024

ANEXO V - ENERGIA DE REFERÊNCIA (ER) DE USINAS EOLIOELÉTRICAS - UEE  
  
Agente Responsável  
Ato Autorizativo  
Nome da Usina Data  
ER 
(MWh/ano)  
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.  
Resolução no 100  16/03/2004  
UEE Caravela  
12.914 
Bioenergy Geradora de Energia 
Ltda.  
  
Resolução no 097  16/03/2004  
UEE Coelhos I  
12.163 
Bioenergy Geradora de Energia 
Ltda.  
Resolução no 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 
Cataventos Ubajara Ltda.  
Resolução no 228  06/05/2003  
UEE Ubajara  
285.062 
Cedin do Brasil Ltda.  
Resolução no 134  06/04/2004  
UEE Alhandra  
7.857
Agente Responsável  Ato Autorizativo    Nome da Usina Data  ER
(MWh/ano)
  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.  Resolução no 100  16/03/2004  UEE Caravela  12.914
Bioenergy Geradora de Energia
Ltda.  Resolução no 097  16/03/2004  UEE Coelhos I  12.163
Bioenergy Geradora de Energia
Ltda.  Resolução no 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
Cataventos Ubajara Ltda.  Resolução no 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 
Eco Energy Beberibe Ltda  
Resolução no 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 
Eletrowind S.A.  
Resolução no 762  20/12/2002  
UEE Praia do Arrombado 
64.660 
Eletrowind S.A.  
Resolução no 516  16/09/2002  
UEE Ariós  
43.658 
EMEL - Empreendimentos em 
Energia Ltda.  
Resolução no 217  24/04/2003  
UEE Parque Eólico 
Caponga  
22.721 
Enerbrasil - Energias Renováveis 
do Brasil Ltda.  
Resolução no 581  19/12/2001  
UEE RN 15 - Rio do Fogo  
161.636 
Enerbrasil - Energias Renováveis 
do Brasil Ltda.  
Resolução no 574  17/12/2001  
UEE PE 2 - Serra da 
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.  
Resolução no 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.  
Resolução no 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
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
Eco Energy Beberibe Ltda  Resolução no 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
Eletrowind S.A.  Resolução no 762  20/12/2002  UEE Praia do Arrombado  64.660
Eletrowind S.A.  Resolução no 516  16/09/2002  UEE Ariós  43.658
EMEL - Empreendimentos em
Energia Ltda.  Resolução no 217  24/04/2003  UEE Parque Eólico
Caponga  22.721
Enerbrasil - Energias Renováveis
do Brasil Ltda.  Resolução no 581  19/12/2001  UEE RN 15 - Rio do Fogo  161.636
Enerbrasil - Energias Renováveis
do Brasil Ltda.  Resolução no 574  17/12/2001  UEE PE 2 - Serra da
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.  Resolução no 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.  Resolução no 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.  
Resolução no 657  26/12/2001  
UEE Pecém  
55.290 
Gamesa Serviços Brasil Ltda.  
Resolução no 617  12/11/2002  
UEE Pedra de  
232.647 
 
Livramento  
Gamesa Serviços Brasil Ltda.  
Resolução no 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.  
Resolução no 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 
Rosa dos Ventos Ltda.  
Resolução no 329  
18/06/2002  
UEE Canoa Quebrada  
38.319 
Rosa dos Ventos Ltda.  
Resolução no 596  
11/11/2003  
UEE Caraúbas  
36.671 
Rosa dos Ventos Ltda.  
Resolução no 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
Fruitrade Comércio e Exportação
Ltda.  Resolução no 724  24/12/2003  UEE Gravatá Fruitrade  11.781
Fuhrlander Energia Brasil Ltda.  Resolução no 657  26/12/2001  UEE Pecém  55.290
Gamesa Serviços Brasil Ltda.  Resolução no 617  12/11/2002  UEE Pedra de  232.647
      Livramento  
Gamesa Serviços Brasil Ltda.  Resolução no 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.  Resolução no 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
Rosa dos Ventos Ltda.  Resolução no 329  18/06/2002  UEE Canoa Quebrada  38.319
Rosa dos Ventos Ltda.  Resolução no 596  11/11/2003  UEE Caraúbas  36.671
Rosa dos Ventos Ltda.  Resolução no 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.  
Resolução no 299  
04/06/2002  
UEE Paraíso Farol  
322.359 
SIIF Energies do Brasil Ltda.  
Resolução no 555  
17/12/2001  
UEE Quintanilha 
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.  
Resolução no 777  
23/12/2002  
UEE Taíba Águia  
98.104 
Ventos Energia e Tecnologia 
Ltda.  
Resolução no 778  
23/12/2002  
UEE Taíba Albatroz  
58.774 
Ventos Energia e Tecnologia 
Ltda.  
Resolução no 022  
27/01/2004  
UEE Parque Eólico Taíba 
Andorinha  
59.136 
Wobben Windpower Indústria e 
Comércio Ltda.  
Despacho no 063  
14/02/2002  
UEE da Fábrica da 
Winpower no Pacém  
1.279 
Água Doce Energia Ltda  
Resolução no 227  
05/05/2004  
UEE do Vigia  
79.550 
Elebrás Projetos Ltda  
Resolução no 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  
Resolução no 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  
Resolução no 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
SES - Soluções de Energias
Sustentáveis Ltda.  Resolução no 712  24/12/2003  UEE Paraíso Azul  136.423
SES - Soluções de Energias
Sustentáveis Ltda.  Resolução no 299  04/06/2002  UEE Paraíso Farol  322.359
SIIF Energies do Brasil Ltda.  Resolução no 555  17/12/2001  UEE Quintanilha
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.  Resolução no 777  23/12/2002  UEE Taíba Águia  98.104
Ventos Energia e Tecnologia
Ltda.  Resolução no 778  23/12/2002  UEE Taíba Albatroz  58.774
Ventos Energia e Tecnologia
Ltda.  Resolução no 022  27/01/2004  UEE Parque Eólico Taíba
Andorinha  59.136
Wobben Windpower Indústria e
Comércio Ltda.  Despacho no 063  14/02/2002  UEE da Fábrica da
Winpower no Pacém  1.279
Água Doce Energia Ltda  Resolução no 227  05/05/2004  UEE do Vigia  79.550
Elebrás Projetos Ltda  Resolução no 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  Resolução no 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  Resolução no 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  
  
Agente Responsável 
Ato Autorizativo  
Nome da Usina  
Antes da 
Ampliação  
Após a  
Ampliação ou  
Usina Nova  
Número  
Data  
ER (MWh/ano) ER (MWh/ano) 
ALCON- 
Companhia de  
Álcool Conceição da 
Barra S.A.  
Resolução no 207  
05/05/2004  
UTE ALCON  
6.421  
31.318  
(Etapa 1)  
63.724 (Etapa 
2)  
Antônio Ruette 
Agroindustrial Ltda.  Resolução no 144  
08/04/2004  
UTE Ruette  
12.714  
102.074  
Central Energética 
Jitituba Ltda.  
Resolução no 434  
21/08/2002  
UTE Jitituba  
Sto. Antônio  
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  
Agroindustrial de 
Rubiataba Ltda.  
Resolução no 216  
05/05/2004  
UTE  
COOPERRUBI  
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
Agente Responsável  Ato Autorizativo    Nome da Usina  Antes da
Ampliação  Após a
Ampliação ou
Usina Nova
  Número  Data    ER (MWh/ano)  ER (MWh/ano)
ALCON-
Companhia de
Álcool Conceição da
Barra S.A.  Resolução no 207  05/05/2004  UTE ALCON  6.421  31.318
(Etapa 1)
          63.724 (Etapa
2)
Antônio Ruette
Agroindustrial Ltda.  Resolução no 144  08/04/2004  UTE Ruette  12.714  102.074
Central Energética
Jitituba Ltda.  Resolução no 434  21/08/2002  UTE Jitituba
Sto. Antônio  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
Agroindustrial de
Rubiataba Ltda.  Resolução no 216  05/05/2004  UTE
COOPERRUBI  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 
Santa Helena  
Resolução no 145  
08/04/2004  
UTE Santa 
Helena  
15.799  
114.118  
COSAN S.A.  
Indústria e  
Comércio - Filial São 
Francisco  
Resolução no 76  
09/03/2004  
UTE  
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 
Bonita Ltda.  
Resolução no 75  
09/03/2004  
UTE Água Bonita 
6.133  
80.206  
Destilaria Carvão 
Ltda.  
Resolução no 215  
05/05/2004  
UTE Iolando 
Leite  
-  
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.  
Resolução no 218  
05/05/2004  
UTE DISA  
13.138  
143.100  
Eletron Centrais 
Elétricas Ltda.  
Resolução no 223  
05/05/2004  
UTE  
Brasilândia  
16.504  
77.310  
Eletron Centrais 
Elétricas Ltda.  
Resolução no 87  
16/03/2004  
UTE  
Sidrolândia  
13.891  
92.462  
Energia Ambiental 
Ltda.  
Resolução no 162  
29/04/2004  
UTE Energia 
Ambiental  
22.171  
133.586  
 
Energia Ambiental 
Ltda.  
Resolução no 222  
05/05/2004  
UTE Energia 
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
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
Santa Helena  Resolução no 145  08/04/2004  UTE Santa
Helena  15.799  114.118
COSAN S.A.
Indústria e
Comércio - Filial São
Francisco  Resolução no 76  09/03/2004  UTE
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
Bonita Ltda.  Resolução no 75  09/03/2004  UTE Água Bonita  6.133  80.206
Destilaria Carvão
Ltda.  Resolução no 215  05/05/2004  UTE Iolando
Leite  -  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.  Resolução no 218  05/05/2004  UTE DISA  13.138  143.100
Eletron Centrais
Elétricas Ltda.  Resolução no 223  05/05/2004  UTE
Brasilândia  16.504  77.310
Eletron Centrais
Elétricas Ltda.  Resolução no 87  16/03/2004  UTE
Sidrolândia  13.891  92.462
Energia Ambiental
Ltda.  Resolução no 162  29/04/2004  UTE Energia
Ambiental  22.171  133.586
Energia Ambiental
Ltda.  Resolução no 222  05/05/2004  UTE Energia
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  
Alegrete  
Resolução no 205  
05/05/2004  
UTE GEEA  
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  
Jalles Machado S.A.  
Resolução no 209  
12/06/2001  
UTE Jalles 
Machado S.A.  
- Central  
Elétrica  
  
111.066  
150.507  
JB Açucar e Álcool 
Ltda.  
Resolução no 522  
03/12/2001  
UTE JB  
10.220  
125.757  
LASA-Linhares  
Agroindustrial S.A.  
Resolução no 127  
29/03/2004  
UTE Lasa  
8.743  
39.862  
(Etapa 1)  
106.707 
(Etapa 2)  
Nova Geração 
Comércio e  
Serviços Ltda.  
Resolução no 221  
05/05/2004  
UTE Nova 
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  
Ltda.-USAÇUCAR  
Resolução no 202  
04/05/2004  
UTE Sta. 
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 
Ltda.  
Resolução no 140  
06/04/2004  
UTE Santo 
Ângelo  
11.585  
68.706  
Vale Verde  
Empreendimentos 
Agrícolas Ltda.  
Resolução no 259  
14/05/2002  
UTE Baía 
Formosa  
21.211  
92.720  
Usina Caeté S.A - 
Filial Delta  
Resolução no 139  
25/03/2002  
UTE Delta  
118.653  
189.631
GEEA-Geradora de
Energia Elétrica
Alegrete  Resolução no 205  05/05/2004  UTE GEEA
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
Jalles Machado S.A.  Resolução no 209  12/06/2001  UTE Jalles
Machado S.A.
- Central
Elétrica  111.066  150.507
JB Açucar e Álcool
Ltda.  Resolução no 522  03/12/2001  UTE JB  10.220  125.757
LASA-Linhares
Agroindustrial S.A.  Resolução no 127  29/03/2004  UTE Lasa  8.743  39.862
(Etapa 1)
          106.707
(Etapa 2)
Nova Geração
Comércio e
Serviços Ltda.  Resolução no 221  05/05/2004  UTE Nova
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
Ltda.-USAÇUCAR  Resolução no 202  04/05/2004  UTE Sta.
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
Ltda.  Resolução no 140  06/04/2004  UTE Santo
Ângelo  11.585  68.706
Vale Verde
Empreendimentos
Agrícolas Ltda.  Resolução no 259  14/05/2002  UTE Baía
Formosa  21.211  92.720
Usina Caeté S.A -
Filial Delta  Resolução no 139  25/03/2002  UTE Delta  118.653  189.631

Usina Caeté S.A -  
Filial Volta Grande  
Resolução no 138  
25/03/2002  
UTE Volta 
Grande  
92.857  
204.591  
Usina Cerradinho  
Resolução no 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  
Resolução no 212  
05/05/2004  
UTE Agrovale  
20.798  
28.468  
Ecoluz do Paraná 
Ltda.  
  
Resolução no 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  
Winimport S.A.  
Resolução nº 505  
30/09/2003  
UTE  
Winimport  
0  
94.618
Usina Caeté S.A -
Filial Volta Grande  Resolução no 138  25/03/2002  UTE Volta
Grande  92.857  204.591
Usina Cerradinho  Resolução no 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  Resolução no 212  05/05/2004  UTE Agrovale  20.798  28.468
Ecoluz do Paraná
Ltda.  Resolução no 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
Winimport S.A.  Resolução nº 505  30/09/2003  UTE
Winimport  0  94.618

ANEXO VII - ENERGIA ASSEGURADA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS NÃO DESPACHADAS  
CENTRALIZADAMENTE, CONSIDERADAS NA DETERMINAÇÃO DOS VOLUMES DE  
ENERGIA DOS CONTRATOS INICIAIS  
  
EMPRESA  
USINA  
ENERGIA ASSEGURADA (MW médio)  
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
EMPRESA  USINA  ENERGIA ASSEGURADA (MW médio)
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
  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 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
  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