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VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.003711/2021-64 
 
INTERESSADOS: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e Agentes do mercado de Energia 
Elétrica. 
  
RELATORA: Elisa Bastos Silva. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM. 
 
ASSUNTO: Resultado de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o 
aprimoramento das Regras de Comercialização de Energia Elétrica, versão 2022.  
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
As REGRAS aplicáveis ao Sistema de Contabilização e Liquidação (SLC) são revisadas 
periodicamente pela ANEEL, a partir de alterações propostas pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica, motivadas por alterações legislativas ou pela necessidade de ajustes para melhorar a dinâmica 
de contabilização e liquidação da energia elétrica comercializada no âmbito da CCEE.  
2. 
Nesse sentido, a CCEE, inicialmente, por meio da Carta CT-CCEE-01252/20211, encaminhou 
proposta de novas versões de módulos das REGRAS para adequação à Resolução Normativa nº 904, de 8 
de dezembro de 2020. 
3. 
Na sequência, por meio da Carta CT-CCEE-03763/20212, com ajustes tratados na Carta CT-
CCEE04408/20213, a CCEE apresentou proposta de alterações dos seguintes módulos das Regras de 
Comercialização, versão 2022: 
a. Contratos; 
b. Alocação de Geração Própria; 
c. 
Tratamentos de Exposições; 
d. Encargos; 
 
1 SIC nº 48513.008795/2021-00 
2 Documento Sicnet: 48513.017978/2021-00.  
3 Documento Sicnet: 48513.021518/2021-00.

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

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

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# 
Instituição 
Aceita 
Parcialmente aceita 
Não aceita 
Total de Contribuições 
1 
ABEEÓLICA 
 
 
4 
4 
2 
ABIAPE 
1 
 
 
1 
3 
ABRACE 
1 
 
1 
2 
4 
ABRACEEL 
 
 
1 
1 
5 
ABRAGET 
 
 
2 
2 
6 
APINE 
 
 
3 
3 
7 
CASA DOS VENTOS 
 
 
1 
1 
8 
COMERC 
 
 
3 
3 
9 
CPFL 
1 
1 
 
2 
10 
EDF RENEWABLES 
 
 
2 
2 
11 
EDP 
 
1 
1 
2 
12 
ENEL 
 
 
1 
1 
13 
ENERGISA 
2 
1 
5 
8 
14 
ENGIE 
1 
 
5 
6 
15 
EQUATORIAL 
3 
 
 
3 
16 
NEOENERGIA 
1 
 
1 
2 
17 
OMEGA ENERGIA 
2 
 
1 
3 
18 
CCEE 
6 
 
2 
8 
 
TOTAL 
18 (33,33%) 
3 (5,56%) 
33 (61,11%) 
54 (100%) 
  
14. 
Passo a tratar dos itens em que tivemos mais contribuições à proposta e que merecem 
detalhamento e esclarecimentos adicionais. Os demais temas receberam contribuições que apenas 
ratificam o que foi proposto pela ANEEL.  
II.1 CBR – Recomposição de lastro em casos de redução de GF, e consideração de usinas sem GF definida 
pelo MME  
15. 
A Resolução Normativa nº 909, de 2020, que aprovou as REGRAS, versão 2021, ratificou o 
entendimento exposto no Despacho nº 681, de 10 de março de 2020, de que o registro na CCEE de 
contratos de suprimento de energia celebrados pelas distribuidoras (Contratos Bilaterais Regulados - 
CBRs) anteriormente à emissão da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, devem refletir o contrato 
original registrado na ANEEL, considerando a informação de que a venda diz respeito à usina incentivada, 
se for o caso. 
16. 
Essa informação é fundamental para impedir o repasse de direito a desconto tarifário, que é 
mantido pela CDE, relativo a usina cuja GF esteja comprometida com o CBR. Nesse caso, o contrato entre 
a distribuidora e a usina incentivada geram o direito ao vendedor do desconto de TUSD, sendo vedada a 
comercialização dessa energia incentivada em outro contrato, com repasse do desconto tarifário da 
“mesma energia incentivada”, em prejuízo da CDE.
#  Instituição  Aceita  Parcialmente aceita  Não aceita  Total de Contribuições
1  ABEEÓLICA      4  4
2  ABIAPE  1      1
3  ABRACE  1    1  2
4  ABRACEEL      1  1
5  ABRAGET      2  2
6  APINE      3  3
7  CASA DOS VENTOS      1  1
8  COMERC      3  3
9  CPFL  1  1    2
10  EDF RENEWABLES      2  2
11  EDP    1  1  2
12  ENEL      1  1
13  ENERGISA  2  1  5  8
14  ENGIE  1    5  6
15  EQUATORIAL  3      3
16  NEOENERGIA  1    1  2
17  OMEGA ENERGIA  2    1  3
18  CCEE  6    2  8
  TOTAL  18 (33,33%)  3 (5,56%)  33 (61,11%)  54 (100%)

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

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

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

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

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

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

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