VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.004717/2015-19. 
 
INTERESSADOS: Agentes do setor elétrico e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM. 
 
ASSUNTO: Instauração de Audiência Pública para obter subsídios ao aperfeiçoamento das Regras de 
Comercialização de Energia Elétrica, versão 2017.1.0. 
 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
No período 2011-2016, por meio de diversas Resoluções Normativas1 foram aprovados e 
revisados os 24 módulos que compõem as Regras de Comercialização de Energia Elétrica. 
 
2. 
Com o propósito de adequar, aperfeiçoar e ajustar as Regras de Comercialização, a partir de 
janeiro de 2017, sob a versão 2017.1.0, a CCEE2 encaminhou várias correspondências por meio das quais 
apresentou os módulos abaixo 
a) Medição Contábil; 
b) Mecanismo de Realocação de Energia – MRE; 
c) Contratos; 
d) Comprometimento de Usinas; 
e) Consolidação de Resultados; 
f) Penalidade de Energia; 
g) Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST; 
h) Reajuste do Parâmetro da Receita de Venda; 
i) Receita de Venda de CCEAR; 
j) Contratação de Energia de Reserva; 
k) Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD; 
l) Votos e Contribuição Associativa; 
m) Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear; 
n) Repasse do Risco Hidrológico do ACR; 
o) Glossário de Termos. 
 
3. 
Em sorteio realizado em 26/9/2016, a matéria veio a minha relatoria. 
 
4. 
Em 5/10/2016, mediante a Nota Técnica 224/2016-SRM/ANEEL, a SRM analisou as Regras 
de Comercialização propostas pela CCEE. 
 
                                                     
1 Resoluções Normativas 428, de 15/3/2011, 456, de 18/10/2011, 511, de 23/10/2012, 533, de 22/1/2013, 551, de 14/5/2013, 578, de 
11/10/2013, 601, de 4/2/2014, 619, de 1º/7/2014, 637, de 5/12/2014, 683, de 27/10/2015, e 719, de 17/5/2016. 
2 Cartas CT-CCEE-806/2016, de 31/3/2016, CT-CCEE-2139/2016, de 25/8/2016, CT-CCEE-2376/2016, de 26/9/2016, e CT-CCEE-
2428/2016, de 28/9/2016

(FL. 2) 
 
5. 
Em 7/10/2016, nos termos da Nota Técnica 229/2016-SRM/ANEEL, a SRM complementou a 
Nota Técnica 224/2016-SRM/ANEEL. 
 
6. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
7. 
Trata-se de conjunto de aperfeiçoamentos das Regras de Comercialização, a entrar em vigor 
a partir da contabilização de janeiro de 2017, cujos motivos mais relevantes são o atendimento às 
determinações regulatórias, e aprimoramentos e correções de alguns temas, em razão do monitoramento do 
mercado realizado pela ANEEL e pela CCEE ao longo de 2016. 
 
8. 
Todas as alterações propostas pela CCEE foram analisadas pela SRM na Nota Técnica 
224/2016-SRM/ANEEL, que integrará o conjunto de documentos a serem disponibilizados em Audiência 
Pública para apreciação dos agentes e demais instituições interessadas. 
 
9. 
De forma resumida, a Tabela 1 apresenta os principais assuntos tratados na proposta. 
 
Tabela I – Resumo das alterações das REGRAS. 
Item 
Tipo de alteração 
Assunto 
Módulos das REGRAS 
III.1 
Regulatória 
Inclusão dos 6º, 7º e 8º Leilões de Energia de 
Reserva 
Contratação de Energia de Reserva e 
Comprometimento de Usinas. 
III.2 
Regulatória 
Adequação da alocação de Cotas de Garantia 
Física (Lei 13.203/2015) 
Contratos, 
Comprometimento 
de 
Usinas, 
Consolidação de Resultados, Receita de Venda 
de CCEAR, Regime de Cotas de Garantia Física 
e Energia Nuclear e Votos e Contribuição 
Associativa. 
III.3 
Regulatória 
Implantação 
do 
Tratamento 
do 
Risco 
Hidrológico (Lei 13.203/2015 e REN 684/2015) 
Mecanismo de Realocação de Energia, Repasse 
do Risco Hidrológico do ACR e Consolidação de 
Resultados. 
III.4 
Regulatória 
MCSD Energia Existente - Redução de 
montantes de energia contratados em razão da 
migração de Consumidores especiais para o 
ACL - REN 726/2016 
MCSD. 
III.5 
Regulatória 
Mecanismo de Reconciliação Quadrienal de 
Contratos de Energia de Reserva - AP 42/2016 
Contratação de Energia de Reserva. 
III.6 
Regulatória 
Alterações na apuração e no tratamento da 
reincidência dos limites de ultrapassagem da 
potência injetada para o cálculo do desconto 
aplicado à TUSD/TUST 
Medição Contábil, Cálculo do Desconto aplicado 
à TUSD/TUST, Penalidade de Energia e Receita 
de Venda de CCEAR. 
III.7 
Regulatória 
Desconto na TUSD/TUST para autoprodução 
(Lei 13.203/2015) 
Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST 
III.8 
Regulatória 
Redução bilateral de CCEARs - Resolução 
Normativa 711/2016 
Comprometimento de Usinas, Consolidação de 
Resultados, Receita de Venda de CCEAR, 
Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR. 
III.9 
Aprimoramento 
Repasse do Alívio Retroativo para as 
distribuidoras comprometidas com CCGF 
Consolidação de Resultados. 
III.10 
Aprimoramento 
Alteração da valoração do Ressarcimento de 
Biomassa e PCHs comprometida com CER 
para que seja utilizado o preço do ano de 
apuração 
Contratação de Energia de Reserva. 
III.11 
Aprimoramento 
Geração fora da ordem de mérito, de usinas 
comprometidas com CCEAR, classificadas 
Comprometimento de Usinas
Item  Tipo de alteração  Assunto  Módulos das REGRAS
III.1  Regulatória  Inclusão dos 6º, 7º e 8º Leilões de Energia de
Reserva  Contratação de Energia de Reserva e
Comprometimento de Usinas.
III.2  Regulatória  Adequação da alocação de Cotas de Garantia
Física (Lei 13.203/2015)  Contratos, Comprometimento de Usinas,
Consolidação de Resultados, Receita de Venda
de CCEAR, Regime de Cotas de Garantia Física
e Energia Nuclear e Votos e Contribuição
Associativa.
III.3  Regulatória  Implantação do Tratamento do Risco
Hidrológico (Lei 13.203/2015 e REN 684/2015)  Mecanismo de Realocação de Energia, Repasse
do Risco Hidrológico do ACR e Consolidação de
Resultados.
III.4  Regulatória  MCSD Energia Existente - Redução de
montantes de energia contratados em razão da
migração de Consumidores especiais para o
ACL - REN 726/2016  MCSD.
III.5  Regulatória  Mecanismo de Reconciliação Quadrienal de
Contratos de Energia de Reserva - AP 42/2016  Contratação de Energia de Reserva.
III.6  Regulatória  Alterações na apuração e no tratamento da
reincidência dos limites de ultrapassagem da
potência injetada para o cálculo do desconto
aplicado à TUSD/TUST  Medição Contábil, Cálculo do Desconto aplicado
à TUSD/TUST, Penalidade de Energia e Receita
de Venda de CCEAR.
III.7  Regulatória  Desconto na TUSD/TUST para autoprodução
(Lei 13.203/2015)  Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST
III.8  Regulatória  Redução bilateral de CCEARs - Resolução
Normativa 711/2016  Comprometimento de Usinas, Consolidação de
Resultados, Receita de Venda de CCEAR,
Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR.
III.9  Aprimoramento  Repasse do Alívio Retroativo para as
distribuidoras comprometidas com CCGF  Consolidação de Resultados.
III.10  Aprimoramento  Alteração da valoração do Ressarcimento de
Biomassa e PCHs comprometida com CER
para que seja utilizado o preço do ano de
apuração  Contratação de Energia de Reserva.
III.11  Aprimoramento  Geração fora da ordem de mérito, de usinas
comprometidas com CCEAR, classificadas  Comprometimento de Usinas

(FL. 3) 
 
Item 
Tipo de alteração 
Assunto 
Módulos das REGRAS 
pelo ONS por mais de um motivo, em uma 
mesma hora 
III.12 
Aprimoramento 
Alteração do ponto de aferição dos limites de 
potência injetada 
Medição Contábil. 
III.13 
Aprimoramento 
Redefinição da apuração de Alocação de 
Geração Própria 
Alocação de Geração Própria e Penalidades de 
Energia. 
III.14 
Aprimoramento 
Limitador na energia entregue à CCEAR-D 
com inflexibilidade priorizada 
Comprometimento de Usinas, Consolidação de 
Resultados e Receita de Venda de CCEAR. 
III.15 
Aprimoramento 
Nova valoração da penalidade de energia 
especial 
Penalidades de Energia. 
III.16 
Correção 
Realocação da garantia física excedente 
Comprometimento de Usinas 
III.17 
Correção 
Cálculo do montante passível de cessão 
Comprometimento de Usinas 
III.18 
Regulatório 
Revogação do Módulo Penalidade de Potência 
Penalidade de Potência 
 
10. 
Dentre as alterações por razões regulatórias, cabe destacar aquelas decorrentes da Lei 
13.203/2015, que dispõe sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica e que institui 
a bonificação pela outorga.  
 
11. 
Como consequência, resultou forçoso criar o Módulo Repasse do Risco Hidrológico do ACR, 
que prevê o tratamento para a transferência do risco hidrológico dos geradores participantes do MRE que 
aderiram a repactuação, por meio da anuência da ANEEL, aos consumidores cativos do ACR mediante 
cobertura da Conta Centralizadora de Recursos das Bandeiras Tarifárias – CCRBT, conforme regulamentado 
pela REN 684/2015, e que atualmente tem sido operacionalizado via Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC.  
 
12. 
Com o advento da Lei 13.203/2015 também foi necessário ajustar o tratamento à alocação de 
cotas de garantia física às concessionárias de distribuição, em razão da instituição do denominado Retorno da 
Bonificação de outorga – RBO, para as usinas licitadas a partir da publicação da Lei, e também da possibilidade 
de comercialização de parte do lastro da usina cotista no ACL. A REN 702/20163, por sua vez, alterou a forma 
de homologação pela ANEEL da alocação de cotas de garantia física às concessionárias de distribuição, com 
base na participação percentual de cada distribuidora com a usina cotista ao invés de montante de energia, o 
que torna o processo mais simples quando há variações de garantia física das usinas enquadradas no regime 
de cotas. 
 
13. 
As Leis 13.203/2015 e 13.299/2015 promoveram alterações na Lei 9.427/19964, que dispõe 
sobre os incentivos nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição de energia, 
incluindo duas novas situações, a saber: 
a) Empreendimentos autorizados antes de 2016 com base em fontes biomassa e hidráulica 
com injeção de potência entre 30 MW e 50 MW; 
b) Empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada 
com potência injetada entre 30 e 300 MW, autorizados a partir de 1°/1/2016 ou leilões onde 
ocorra nova oferta de energia que venham a ser realizados a partir de 2016. 
 
14. 
Tais alterações afetam, principalmente, no cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST (Matriz 
de Desconto), por meio do qual surgem novas possibilidades de comercialização de energia (incentivada 
especial, incentivada não especial, convencional especial e convencional não especial) e também com relação 
                                                     
3 Altera a Resolução Normativa 631/2014, que estabelece os critérios e procedimentos para revisão da alocação de cotas de garantia 
física e de potência das usinas hidrelétricas enquadradas na Lei 12.783/2013, às concessionárias de distribuição. 
4 §1° do art. 26.
Item  Tipo de alteração  Assunto  Módulos das REGRAS
    pelo ONS por mais de um motivo, em uma
mesma hora  
III.12  Aprimoramento  Alteração do ponto de aferição dos limites de
potência injetada  Medição Contábil.
III.13  Aprimoramento  Redefinição da apuração de Alocação de
Geração Própria  Alocação de Geração Própria e Penalidades de
Energia.
III.14  Aprimoramento  Limitador na energia entregue à CCEAR-D
com inflexibilidade priorizada  Comprometimento de Usinas, Consolidação de
Resultados e Receita de Venda de CCEAR.
III.15  Aprimoramento  Nova valoração da penalidade de energia
especial  Penalidades de Energia.
III.16  Correção  Realocação da garantia física excedente  Comprometimento de Usinas
III.17  Correção  Cálculo do montante passível de cessão  Comprometimento de Usinas
III.18  Regulatório  Revogação do Módulo Penalidade de Potência  Penalidade de Potência

(FL. 4) 
 
ao percentual dos descontos aplicados à TUSD/TUST, seja integral ou parcial na energia incentivada especial. 
Além disso, também foi concedido a aplicação do desconto na TUSD/TUST aos agentes autoprodutores que 
entrarem em operação a partir de 1º/1/2016. 
 
15. 
Outro tema que merece menção é a operacionalização dos Contratos de Energia de Reserva 
- CERs relativa ao 6º, 7º e 8º Leilões de Energia de Reserva – LERs, com início de suprimento em 1º/10/2017 
e 1º/8/2017, para o 6º e 7º LER, respectivamente, e 8º LER, com início de suprimento em 1º/11/2018. Cabe o 
destaque para as Regras de Comercialização do CER de fonte solar, de modo a incorporar os conceitos 
introduzidos nesses contratos.  
 
16. 
Cabe ainda destacar as alterações promovidas em decorrência da REN 711/2016, que 
estabelecem os critérios e as condições para a celebração de acordos bilaterais entre as partes signatárias de 
CCEARs, da REN 726/2016, que tratou da redução dos montantes de energia contratos em razão da migração 
de consumidores especiais para o ACL, e da REN 734/2016, que aprimorou o processo de Reconciliação 
Quadrienal dos CERs, fonte eólica.  
 
17. 
Ressalto que o Módulo Penalidade de Potência, aprovado pela REN 719/2016, extinto por 
força do Decreto 8.828, de 2/8/2016, que alterou o Decreto 5.163/2004, retirando a obrigação de comprovação 
de lastro de potência na comercialização. Portanto, os dispositivos que tratam da apuração de lastro de 
potência, constantes das Resoluções Normativas 168/2005, e 254/2007, devem ser revogados. 
 
18. 
Acompanho o entendimento da SRM de revogar os referidos normativos, uma vez que as 
Regras de Comercialização aprovados por essas Resoluções já surtiram efeito no período de sua vigência, 
contudo, foram substituídos por outras versões.  
 
19. 
Na linha de reduzir o estoque regulatório, a SRM propôs a revogação de um conjunto de atos 
normativos5, que, basicamente, tratam das aprovações às regras anteriores, no período 2002-2009. 
 
20. 
A respeito dos aprimoramentos, merecem destaque a redefinição do tratamento na apuração 
da alocação de geração própria, para fins de pagamento dos encargos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE e PROINFA aplicadas nas componentes da TUSD/TUST dos agentes autoprodutores, nos 
termos do art. 26 da Lei 11.488/2007, e a nova valoração da penalidade para a obrigação de comprovação de 
lastro de energia especial. 
 
21. 
Quanto à alocação de geração própria para autoprodutores, concordo com a sugestão da SRM 
para que a ANEEL, com base no art. 45 da Lei 9.784/1999, que regula o processo administrativo, adote medida 
acauteladora sem a prévia manifestação dos interessados, para suspender a aplicação do Módulo Alocação de 
Geração Própria, aprovado pela REN 693/2015 e atualizado pela REN 719/2016, e que para o ano de 2016 a 
CCEE proceda a apuração da alocação de geração própria para abatimento de encargos a partir da geração 
mensal resultante da contabilização de cada usina, limitada ao consumo mensal do agente proprietário da 
usina, realizando a verificação, na contabilização de janeiro de 2017, se as unidades consumidoras correlatas 
foram realmente atendidas por geração de empreendimento próprio de produção independente e/ou 
autoprodução. 
                                                     
5 (i) Resolução 395, de 24/7/2002; (ii) Resolução 445, de 24/7/2002; (iii) Resolução 577, de 28/10/2003; (iv) Resolução 688, de 
24/12/2003; (v) Resolução Normativa 145, de 1°/2/2005; (vi) Resolução Normativa 161, de 18/7/2005; (vii) Resolução Normativa 168, 
de 10/10/2005; (viii) Resolução Normativa 223, de 20/6/2006; (ix) Resolução Normativa 254, de 27/2/2007; (x) Resolução Normativa 
286, de 6/11/2007; (xi) Resolução Normativa 293, de 4/12/2007; (xii) Resolução Normativa 305, de 18/3/2008; (xiii) Resolução 
Normativa 306, de 8/4/2008; (xiv) Resolução Normativa 328, de 5/8/2008; (xv) Resolução Normativa 341, de 2/12/2008; e (xvi) 
Resolução Normativa 385, de 8/12/2009.

(FL. 5) 
 
 
22. 
Tal medida decorre da avaliação de que a regra vigente é excessivamente restritiva ao definir 
como energia alocada o menor valor entre energia gerada pela usina e contrato de repasse de autoprodução 
em intervalos horários. Contribui para este entendimento o fato de que as usinas possuem despacho 
centralizado, sem controle por parte dos agentes para atendimento do consumo próprio, e que não é possível 
se registrar um contrato com o mesmo perfil de geração da usina, dados os prazos vigentes de registro de 
contratos e contabilização. 
 
23. 
Em se tratando da obrigação de comprovação de lastro de energia por parte dos agentes, está 
sendo proposta a diferenciação no preço de referência da penalidade por insuficiência de lastro de energia 
classificada como energia especial, ou seja, aquela passível de contratação por consumidores especiais 
proveniente de geradores cuja fonte seja classificada como especial, incluindo comercializadores que possuem 
este perfil.  
 
24. 
No entendimento da SRM, tal diferenciação corrige a distorção associada à utilização do valor 
anual de referência –VR como parâmetro de penalização ao consumidor especial. A utilização do Valor Anual 
de Referência - VR pressupõe que o custo de oportunidade do atendimento do consumidor com insuficiência 
de lastro deve ser representado pelo custo de expansão do sistema, todavia, isso é aplicável somente para o 
caso de um consumo convencional (não especial) de energia. 
 
25. 
O consumidor especial que tenha migrado para o ACL não pode ser atendido por fontes 
convencionais, assim como daqueles que vendem este tipo de energia, de modo que o custo de oportunidade 
a ser refletido na penalidade, deve possuir como parâmetro a opção de retornar ao fornecimento de energia no 
ambiente regulado, uma vez que não há referência de valor específica para o custo de expansão de fontes 
especiais. 
 
26. 
Assim, a SRM propõe, e eu concordo, que o preço de referência para a penalidade por 
insuficiência de lastro especial deverá observar o maior valor entre o PLD e o valor da tarifa média de energia 
praticada no Sistema Interligado Nacional – TE SIN, em substituição ao VR, a ser divulgada pela ANEEL para 
cada ano civil, considerando a média ponderada das tarifas de energia de cada distribuidora a preços de 
dezembro do ano anterior. 
 
27. 
Outros dois pontos constatados pela SRM, a exigir medida acautelatória, dizem respeito a 
necessidade de correção de inconsistências das Regras de Comercialização. A primeira se refere a apuração 
da Realocação do Excedente de Garantia Física, no módulo Comprometimento de Usinas, conforme 
apresentado pela CCEE6, pois tal variável não poderia assumir valores negativos, e, a segunda, no mesmo 
módulo, ao cálculo do Montante Passível de Cessão de Energia de Reserva que não considera os Contratos 
Bilaterais Regulados – CBRs como comprometimento da usina. 
 
28. 
Tais inconsistências trazem benefícios indevidos aos agentes, seja por meio da concessão de 
lastro a maior sem o devido respaldo em garantia física, que poderia ser comercializado pelos beneficiários do 
erro, seja por meio da possibilidade de negociação de cessão de energia de reserva sem a devida 
disponibilidade de garantia física não comprometida com contratos regulados.   
 
29. 
Nos dois casos, concordo com a SRM, quanto à abertura de processo específico para 
identificação e reapuração de eventuais ganhos indevidos pelos agentes. 
 
                                                     
6 Correspondência CT-CCEE-2376, de 26/9/2016.

(FL. 6) 
 
30. 
Por fim, a SRM considerou que os assuntos relativos as determinações regulatórias dispensam 
a elaboração de AIR no âmbito do processo de aprovação de Regras de Comercialização, por se tratar de mera 
operacionalização dos conceitos regulatórios decorrentes dessas determinações.  
 
31. 
Em relação aos temas remanescentes, aquele que apresenta maior rebatimento e que requer 
a elaboração de AIR, conforme o parágrafo único7 do art. 5º da Norma de Organização 40, de 2013, é o item 
que trata do valor da penalidade por insuficiência de lastro de energia especial. 
 
 
III – DIREITO 
32. 
A presente análise foi realizada com observância dos seguintes instrumentos legais e 
regulamentares: Lei 9.427, de 1996; Lei 10.848, de 2004; Decreto 5.163, de 2004; Decreto 8.401, de 2015. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
33. 
Do exposto e considerando o que consta do Processo 48500.004717/2015-19, voto por: (i) 
instaurar Audiência Pública, por intercâmbio documental, no período de 13 de outubro a 11 de novembro de 
2016, com o objetivo de colher subsídios para a elaboração de ato regulamentar, a ser expedido pela ANEEL, 
para a aprovação dos 16 módulos das Regras de Comercialização; (ii) suspender a aplicação do módulo 
Alocação de Geração Própria, aprovado pela Resolução Normativa 683/2015, atualizado pela Resolução 
Normativa 719/2016; (iii) determinar à CCEE que: (a) para o ano de 2016, proceda a apuração da alocação de 
geração própria para abatimento de encargos a partir da geração mensal resultante da contabilização de cada 
usina, limitada ao consumo mensal do agente proprietário da usina; (b) após o processo de contabilização de 
2016, proceda a verificação dos montantes dos contratos de repasse de autoprodução para eventual 
abatimento da alocação de geração própria no ano de 2017; (c) proceda a correção da álgebra da Realocação 
Excedente de Garantia Física, constante da linha de comando 31.1.1 do Módulo Comprometimento de Usinas, 
versões 2015.1.4, 2016.1.1 e 2016.2.0, aprovadas pela Resolução Normativa 719/2016, de forma que o seu 
resultado possa assumir somente valor maior ou igual a zero; (d) proceda a correção da álgebra das linhas de 
comando 25 e 69 do Módulo Comprometimento de Usinas, versão 2016.2.0, de modo a considerar no cálculo 
da garantia física livre dos agentes geradores, o compromisso com os Contratos Bilaterais Regulados – CBRs. 
 
 
Brasília, 11 de outubro de 2016. 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor 
                                                     
7 Norma de Organização 40, de 2013: Art. 5º, Parágrafo único. A unidade organizacional responsável pela instrução do processo 
poderá realizar consulta pública a fim de subsidiar a AIR ou justificar a não aplicabilidade do instrumento.