VOTO 
PROCESSO: 48500.001534/2015-33 
INTERESSADOS: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e Agentes do Mercado. 
RELATOR: Reive Barros dos Santos 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM e 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG. 
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública – AP nº 084/2015 que coletou subsídios para o 
aprimoramento da revisão da Resolução Normativa nº 658, de 14 de abril de 2015, e de 
alterações algébricas nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica – REGRAS.  
I. RELATÓRIO 
1. 
A Resolução Normativa n° 658, de 14 de abril de 2015, teve por objetivo: (i) 
estabelecer a obrigação de entrega de energia dos Contratos de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEARs por disponibilidade proveniente de leilões de energia nova, decorrentes de 
leilões realizados antes de 2011; e (ii) definir critério de alocação dos custos decorrentes da 
operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, cujo custo Variável Unitário 
seja superior ao Preço de Liquidação das Diferenças – PLD. 
2. 
Para a apuração da obrigação de entrega de energia, estabelecida no art. 6° da 
citada Resolução, foi autorizada a utilização de Mecanismo Auxiliar de Cálculo até a aprovação 
das Regras de Comercialização que contemplassem tal dispositivo. 
3. 
Após a edição dessa Resolução a CCEE encaminhou1 o conjunto de regras 
necessárias à sua implementação e alguns geradores protocolaram correspondências2, nas quais 
relatam situações em que a modificação trazida com a Resolução n° 658/2015 amplia o risco de 
recebimento dos geradores termelétricos. 
4. 
Por tratar de diversos temas, para a Audiência Pública foram disponibilizadas as 
Notas Técnicas n° 99/2015-SRM/ANEEL, 249/2015-SRM-SRG/ANEEL, 261/2015-SRM/ANEEL, 
262/2015-SRM-SRG/ANEEL e 275/2015-SRM/ANEEL.  
5. 
Na 47ª Reunião Pública Ordinária, no dia 16 de dezembro de 2015, esta Diretoria 
Colegiada decidiu instaurar Audiência Pública, por intercâmbio documental, no período de 17 de 
dezembro de 2015 a 1° de fevereiro de 2016, com vistas a colher subsídios e informações 
                                                     
1 CT-CCEE-1097/2015, de 20 de maio de 2015 e CT-CCEE-2107/2015, de 23/9/2015.  
2 CEP CE 39/2015, da Companhia Energética Potiguar (sic: 48513.021641/2015-00) e correspondência CE CESA 027/2015, da 
Candeias Energia (sic: 48513.021654/2015-00).

adicionais para o aprimoramento da revisão da Resolução Normativa n° 658/2015, e de 
alterações algébricas nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica.  
6. 
Foram recebidas 68 contribuições de 22 agentes ou associações setoriais, além de 
correspondências3 da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica 
– ABIAPE, indicando a existência de equívoco na alocação de geração própria prevista nas Regras 
de Comercialização.  
7. 
A SRM avaliou as contribuições na Nota Técnica nº 131/2016–SRM/ANEEL, de 11 
de maio de 2016. 
8. 
Em 13 de maio de 2016 minha assessoria em conjunto com a SRM recebeu a 
ABIAPE que informou ter identificado possíveis incorreções no módulo Alocação de Geração 
Própria, versão 2016.1.0.  
9. 
Por meio da Nota Técnica nº 133/2016–SRM/ANEEL, de 16 de maio de 2016, a 
SRM avaliou a contribuição da ABIAPE. 
10. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
O processo aqui analisado cuida da revisão da Resolução Normativa n° 658, de 
2015; e de alterações em módulos das REGRAS para contemplar diversas alterações identificadas 
durante o ano de 2015, inclusive aquelas atinentes às modificações trazidas pela própria 
Resolução n° 658. 
12. 
Algumas das alterações nas REGRAS inclusive aplicam-se a versões passadas com 
objetivo de sanar inconsistências e permitir recontabilização ou reapuração de receitas já 
realizadas.  
13. 
A Tabela 1 apresenta a síntese da análise das contribuições, ao passo que a análise 
detalhada de cada contribuição recebida consta do Anexo II da Nota Técnica nº 131/2016–
SRM/ANEEL, de 11 de maio de 2016.  
Tabela 1 – Síntese da análise de contribuições da Audiência Pública – AP n.º 084/2015 
# 
Instituição 
Aceita 
Parcialmente 
Aceita 
Não 
Aceita 
Não 
Considerada 
Já        
Prevista 
Total de 
Contribuições 
1 
ABIAPE 
1 
 
 
 
2 
3 
2 
ABRACE 
 
 
6 
2 
1 
9 
3 
ABRADE 
1 
 
2 
 
 
3 
4 
ABRAGET 
 
 
2 
1 
 
3 
5 
AES BRASIL 
1 
 
2 
 
 
3 
6 
APINE 
 
 
5 
2 
 
7 
7 
CANDEIAS 
 
 
1 
1 
 
2 
8 
CCEE 
1 
 
 
 
 
1 
                                                     
3 Carta 027/2015, de 8/12/2015 e Carta n° 002/2016, de 1°/2/2016
adicionais para o aprimoramento da revisão da Resolução Normativa n° 658/2015, e de
alterações algébricas nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica.
6. Foram recebidas 68 contribuições de 22 agentes ou associações setoriais, além de
correspondências3 da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica
– ABIAPE, indicando a existência de equívoco na alocação de geração própria prevista nas Regras
de Comercialização.
7. A SRM avaliou as contribuições na Nota Técnica nº 131/2016–SRM/ANEEL, de 11
de maio de 2016.
8. Em 13 de maio de 2016 minha assessoria em conjunto com a SRM recebeu a
ABIAPE que informou ter identificado possíveis incorreções no módulo Alocação de Geração
Própria, versão 2016.1.0.
9. Por meio da Nota Técnica nº 133/2016–SRM/ANEEL, de 16 de maio de 2016, a
SRM avaliou a contribuição da ABIAPE.
10. É o relatório.
11. O processo aqui analisado cuida da revisão da Resolução Normativa n° 658, de
2015; e de alterações em módulos das REGRAS para contemplar diversas alterações identificadas
durante o ano de 2015, inclusive aquelas atinentes às modificações trazidas pela própria
Resolução n° 658.
12. Algumas das alterações nas REGRAS inclusive aplicam-se a versões passadas com
objetivo de sanar inconsistências e permitir recontabilização ou reapuração de receitas já
realizadas.
13. A Tabela 1 apresenta a síntese da análise das contribuições, ao passo que a análise
detalhada de cada contribuição recebida consta do Anexo II da Nota Técnica nº 131/2016–
SRM/ANEEL, de 11 de maio de 2016.
#      Instituição      Aceita        Parcialmente      Não      Não      Já      Total de  
                    Aceita      Aceita      Considerada      Prevista      Contribuições  
  1      ABIAPE      1                        2      3  
  2      ABRACE                  6      2      1      9  
  3      ABRADE      1            2                  3  
  4      ABRAGET                  2      1            3  
  5      AES BRASIL      1            2                  3  
  6      APINE                  5      2            7  
  7      CANDEIAS                  1      1            2  
  8      CCEE      1                              1  

9 
CEP 
 
 
1 
1 
 
2 
10 
COPEL 
 
 
3 
 
 
3 
11 
CPFL 
 
 
2 
1 
 
3 
12 
ELEKTRO 
 
 
2 
1 
 
3 
13 
ENEL 
1 
 
 
 
1 
2 
14 
GERA 
 
 
 
 
1 
1 
15 
IEP 
 
 
1 
 
 
1 
16 
NEOENERGIA 
2 
 
3 
 
 
5 
17 
PETROBRAS 
 
 
1 
 
1 
2 
18 
SANTOS ENERGIA 
 
 
1 
 
3 
4 
19 
SANTO ANTÔNIO - SAESA 
 
 
 
 
1 
1 
20 
SIMPLE ENERGY 
 
 
6 
1 
 
7 
21 
ÚNICA 
 
 
1 
1 
 
2 
22 
VIANA 
 
 
 
 
1 
1 
 
TOTAL 
7 
0 
39 
11 
11 
68 
14. 
Os dois ajustes a seguir descritos foram identificados pela própria CCEE no 
decorrer do processo de Audiência Pública e configuram-se como correção dos módulos Medição 
Contábil e Penalidade de Energia. 
15. 
Em suas contribuições a CCEE identificou a necessidade de ajustes no Fator de 
Suspensão, constante do Módulo de Medição Contábil (versão 2016.2.0) para tratar 
adequadamente as usinas que possuam garantia física de motorização estabelecida no ato de 
outorga e estejam em fase de motorização com ao menos uma unidade geradora suspensa. Tal 
contribuição foi adequadamente tratada e acatada pela SRM na Nota Técnica nº 131/2016–
SRM/ANEEL. 
16. 
No Módulo Penalidade de Energia (versões 2015.1.4 e 2016.2.0), caso o agente 
tenha atendido o seu compromisso anual dos contratos regulados, eventual alocação excedente 
de lastro do ACL para o ACR, realizada pelo agente, deve ser devolvida ao ACL. Entretanto, 
verificou-se que a álgebra colocada em Audiência Pública não refletia integralmente esse 
conceito, mais especificamente na determinação do Total Geração Realocada para Ambiente 
Regulado com Lastro Associado (TGRAR_CLA), de tal forma que tal acrônimo deve ser ajustado 
para refletir adequadamente o conceito associado. 
II.1 - Alocação da Geração Própria  
17. 
Foi submetido à Audiência Pública proposta de criação de um módulo específico 
das Regras de Comercialização, intitulado Alocação de Geração Própria – AGP, com o objetivo de 
apurar com maior precisão situações em que agentes de produção independente e de 
autoprodução que comercializam a energia alocada a título de AGP não fazem jus à utilização de 
seus recursos de geração para abater da sua carga, com consequente impacto nos custos da CDE 
e PROINFA. A forma proposta limita o recurso ao montante da geração associado à participação 
acionária do autoprodutor no consórcio ou sociedade de propósito específico de produção 
independente de energia elétrica.
  9      CEP                  1      1            2  
  10      COPEL                  3                  3  
  11      CPFL                  2      1            3  
  12      ELEKTRO                  2      1            3  
  13      ENEL      1                        1      2  
  14      GERA                              1      1  
  15      IEP                  1                  1  
  16      NEOENERGIA      2            3                  5  
  17      PETROBRAS                  1            1      2  
  18      SANTOS ENERGIA                  1            3      4  
  19      SANTO ANTÔNIO - SAESA                              1      1  
  20      SIMPLE ENERGY                  6      1            7  
  21      ÚNICA                  1      1            2  
  22      VIANA                              1      1  
        TOTAL      7      0      39      11      11      68  
14. Os dois ajustes a seguir descritos foram identificados pela própria CCEE no
decorrer do processo de Audiência Pública e configuram-se como correção dos módulos Medição
Contábil e Penalidade de Energia.
15. Em suas contribuições a CCEE identificou a necessidade de ajustes no Fator de
Suspensão, constante do Módulo de Medição Contábil (versão 2016.2.0) para tratar
adequadamente as usinas que possuam garantia física de motorização estabelecida no ato de
outorga e estejam em fase de motorização com ao menos uma unidade geradora suspensa. Tal
contribuição foi adequadamente tratada e acatada pela SRM na Nota Técnica nº 131/2016–
SRM/ANEEL.
16. No Módulo Penalidade de Energia (versões 2015.1.4 e 2016.2.0), caso o agente
tenha atendido o seu compromisso anual dos contratos regulados, eventual alocação excedente
de lastro do ACL para o ACR, realizada pelo agente, deve ser devolvida ao ACL. Entretanto,
verificou-se que a álgebra colocada em Audiência Pública não refletia integralmente esse
conceito, mais especificamente na determinação do Total Geração Realocada para Ambiente
Regulado com Lastro Associado (TGRAR_CLA), de tal forma que tal acrônimo deve ser ajustado
para refletir adequadamente o conceito associado.
17. Foi submetido à Audiência Pública proposta de criação de um módulo específico
das Regras de Comercialização, intitulado Alocação de Geração Própria – AGP, com o objetivo de
apurar com maior precisão situações em que agentes de produção independente e de
autoprodução que comercializam a energia alocada a título de AGP não fazem jus à utilização de
seus recursos de geração para abater da sua carga, com consequente impacto nos custos da CDE
e PROINFA. A forma proposta limita o recurso ao montante da geração associado à participação
acionária do autoprodutor no consórcio ou sociedade de propósito específico de produção
independente de energia elétrica.

18. 
A Regra proposta verifica o menor valor entre o montante de repasse contratual, 
passível de sazonalização, e a geração de propriedade do consumidor, em um percentual fixo da 
usina, podendo levar a perdas de repasse de geração de autoprodução para essas cargas.  
19. 
Entretanto, as Regras propostas pela CCEE para 20174 permitirão que o percentual 
de participação dos consumidores nos empreendimentos de geração possa ser alterado de modo 
a acompanhar a sazonalidade dos diferentes perfis de consumo dos agentes consorciados, a 
partir da declaração mensal do agente onde a usina está modelada. Tal alteração corrigirá a 
limitação imposta nas Regras de 2016.  
20. 
Diante da evidência de que a limitação imposta nas Regras de 2016 ( limitar ao 
menor valor entre montante de repasse contratual e a geração de propriedade do consumidor) 
pode levar à perda no repasse de autoprodução para a respectiva carga, deve-se estabelecer, já 
para 2016, a solução encaminhada pela CCEE para as Regras de 2017.  
21. 
Na Reunião realizada em 13 de maio de 2015, a ABIAPE apontou que o acrônimo 
que determina a geração passível de alocação preliminar (GPAS_ALOC_PRE) apresenta medição 
em base horária, enquanto o acrônimo TGG, que representa o total de geração da usina, e o 
Fluxo_MRE, que representa o fluxo de energia no MRE apresentam dados por patamar de carga 
semanal. 
22. 
Considerando haver erro material na elaboração do módulo Alocação de Geração 
Própria e consequentemente na implementação das Regras de Comercialização, proponho a 
correção do referido caderno para se utilizar dados patamarizados e semanais.  
23. 
Assim, as usinas de agentes autoprodutores participantes de consórcio ou 
sociedades de propósito específico, poderão sazonalizar e modular a participação societária de 
cada um dos integrantes, observando que a média da sazonalização da participação societária 
não deve ultrapassar o percentual de participação no consórcio ou SPE, definido na composição 
da cadeia societária da usina.  
24. 
Tal permissivo exige previsão na Resolução que aprovará a alteração das Regras, 
para que a CCEE possa implementá-las, inclusive com efeitos retroativos às operações de janeiro 
de 2016.  
II.2 - Alterações referentes à forma de cálculo do Fator de Operação Comercial.  
25. 
O Fator de Operação Comercial (F_COMERCIAL) é utilizado para a determinação 
da Garantia Física Apurada (GFIS) da usina e em situações onde existam unidades geradoras em 
teste ou com a operação comercial suspensa. Esse Fator atua ajustando a Garantia Física da usina 
à proporção da usina que se encontra em operação comercial.  
26. 
A proposta de alteração na forma de cálculo do Fator de Operação Comercial, 
apresentada no âmbito da AP 84/2015, mereceu contribuição da Simple Energy para a condição 
                                                     
4 48513.007625/2016-00.

em que o valor da Capacidade Instalada Real da usina for inferior ao valor da Capacidade 
Instalada Total, a qual está associada à Garantia Física (GF) do empreendimento. 
27. 
O agente argumenta que a solução proposta deve ser aplicada apenas para os 
casos de acréscimo de potência, como inicialmente proposto pela CCEE. Argumenta que nos 
casos em que a potência da usina é reduzida a proposta leva a resultado incorreto, tratando-se 
de uma aproximação que traria outra imperfeição, já que a garantia física proporcional estaria 
em desacordo com os valores publicados em Portaria e em desacordo com as metodologias 
consagradas de revisão de GF. 
28. 
A contribuição do agente parte do argumento de que a proposta da ANEEL não 
preservaria a GF definida em ato regulatório, no sentido de que a razão calculada sempre 
resultará num valor de GF proporcionalmente inferior àquele publicado em ato regulatório.  
29. 
Observo que para aquelas usinas que não possuem GF estabelecida por unidade 
geradora, as Regras de Comercialização já consideram que a GF a ser considerada nos processos 
de contabilização e liquidação da CCEE deve ser proporcional à potência da usina em operação 
comercial. Essa é uma das funções do F_COMERCIAL, vigente desde a sua criação (Regras de 
2012). 
30. 
Portanto, a proposta de Regra da AP não inaugura esse conceito de proporção de 
GF em relação à potência instalada. 
31. 
Assim, essa Regra fundamenta-se no conceito de que a GF de uma usina é função 
indissociável da sua potência instalada, de modo que sempre que a potência instalada for inferior 
ao valor da Capacidade Instalada Total associada ao cálculo da GF, o F_COMERCIAL deve ser 
menor do que 1, dado que esse fator é utilizado para a determinação da GF apurada da usina. 
Ou seja, nesse caso, como a usina agrega menos GF ao sistema do que aquela calculada pelo 
MME, o razoável é que a GF apurada da usina seja inferior à GF calculada pelo MME.  
32. 
Portanto, a Regra deve apurar uma GF inferior àquela estabelecida em ato 
regulatório, enquanto a revisão de GF pelo MME não ocorrer, de modo a compatibilizar a 
capacidade de comercialização (no ACR e no ACL) e de alocação no MRE (usina hidráulica) à 
realidade física da usina. 
II.3 - Penalidade de potência  
33. 
Dentre as contribuições, merece destaque a apresentada pela ABRACE e de 
estudos e discussão com agentes de como melhor determinar o patamar da penalidade por 
descumprimento de lastro de potência que não distorça o preço de equilíbrio deste mercado. A 
associação justifica que o atual patamar da penalidade, em torno de R$ 160,00/MWh gera 
distorções em um mercado incipiente, por ser usada como uma das referências na formação de 
preço de potência, sem qualquer benefício econômico. 
34. 
ABRACE, ABIAPE, ABRADEE, APINE, AES BRASIL, CPFL e NEOENERGIA sugerem a 
postergação ou não aplicação da penalidade de potência até que se promova um

aprofundamento dos estudos sobre a metodologia vigente, principalmente quanto ao seu 
objetivo, custos e benefícios esperados. Essas contribuições não podem ser acatadas, uma vez 
que a penalidade por insuficiência de lastro de potência está estabelecida no Decreto 5.163/2004 
e findou-se o prazo de isenção aos consumidores e distribuidores. 
35. 
Dentre as justificativas apresentadas, há as que apontam que a penalidade vigente 
é um mero instrumento financeiro que imputa custos sem trazer qualquer benefício à operação 
do SIN, em termos de incentivo à oferta de geração na ponta do sistema.  
36. 
Nesse sentido, considerando a competência da ANEEL de aprovação das Regras 
de Comercialização, e consequentemente a penalidade associada à insuficiência de lastro de 
potência, é possível reavaliar a necessidade de manutenção da penalidade nos valores 
atualmente praticados. 
37. 
O valor de referência da penalidade de potência foi inicialmente estabelecido pela 
Resolução Normativa n°168/2005 e posteriormente mantida na Resolução Normativa n° 
254/2007 no valor de R$ 2,611/KWmês:  
Art. 4º Para o ano de 2007, o valor da penalidade por insuficiência de lastro de 
potência será determinado nas Regras de Comercialização, com base em 
metodologia que reflita as variações da relação entre oferta e demanda de 
potência.  
§ 1° O preço de referência para pagamento da penalidade por insuficiência de lastro 
de potência será de R$ 2,611/kWmês, atualizado monetariamente pela variação do 
Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, divulgado pela Fundação 
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, para o período de doze (12) 
meses, tomando-se como base o mês de outubro de 2005.  
§ 2° Para cálculo do valor da penalidade de que trata o “caput”, deverão ser 
consideradas apenas as horas do patamar de carga pesada.  
§ 3° Os parâmetros utilizados na metodologia a que alude o “caput”, constantes do 
Anexo desta Resolução, poderão ser reavaliados pela ANEEL, de modo a manter o 
incentivo econômico para a celebração de contratos de compra e venda de energia 
elétrica, com montantes alocados no patamar de carga pesada, com base nos 
recursos de potência disponíveis do sistema. 
38. 
Conforme Nota Técnica nº 65/2005-SEM/ANEEL, que subsidiou a aprovação da 
Resolução Normativa nº 168/2005, o valor de R$ 2,611/KWmês correspondia à média ponderada 
da TUST das usinas despachadas pelo ONS à época.  
39. 
As Regras de Comercialização, com início de vigência em 2007, além de manter o 
preço de referência previamente estabelecido na REN 168/2005, a ser aplicado somente nas 
horas do patamar de carga pesada (equivalente a R$ 34,81/MWh), definiu que a penalidade 
deveria refletir as variações da relação entre oferta e demanda de potência por meio de um fator 
de correção5, a depender da sobra de potência do sistema6. 
                                                     
5 Módulo Penalidade de Potência, versão 2016.1.0. 
6 Linha de comando 34 do módulo Penalidade de Potência, versão 2016.1.0.

40. 
O fator de sobra de potência do sistema é definido como a razão entre a sobra de 
potência e a potência de referência do sistema, de modo que, quanto maior a sobra de potência 
do sistema, menor o fator de correção e, portanto, menor o valor da penalidade.  
41. 
O fator de correção varia de 1 a 4, a depender do fator de sobra de potência 
calculado nos patamares definidos em 40%, 25% e 10%. Assim, um fator de sobra de potência 
superior a 40% representa um fator de correção igual a 1, um fator entre 25% e 40% representa 
um fator de correção igual a 2, e assim sucessivamente. 
42. 
Conforme informações prestadas pela CCEE, o valor do preço referência da 
penalidade em dezembro de 2015 é de R$ 58,66/MWh. O fator de sobra de potência foi da ordem 
de 29% o que implica na correção do preço de referência pelo fator de correção igual 2, 
resultando no valor da penalidade igual a R$ 117,32/MWh.  
43. 
Considerando que o benefício da obrigação dos agentes apresentarem lastro de 
potência é de difícil mensuração e que está em curso análise de aperfeiçoamento da metodologia 
vigente (Ofício nº 273/2014-SEE-MME), avalio que a penalidade atualmente aplicada pode ser 
alterada. 
44. 
Assim, a SEM e SRG propõe, com o que concordo, a redução do valor da 
penalidade por meio da alteração dos fatores de correção, para os valores de 0,1, 0,25, 0,50 e 
1,0, em substituição aos valores de 1, 2, 3 e 4, respectivamente, e dos patamares de sobra de 
potência para os valores iguais a 15%, 10% e 5%, em substituição aos valores de 40%, 25% e 10%, 
respectivamente. 
45. 
Finalmente, observo que as alterações aqui propostas terão validade para as 
liquidações posteriores à publicação a esta aprovação.  
II.IV - Alterações da Resolução Normativa n° 658, de 2015. 
46. 
Lembro que a Resolução Normativa n° 658, de 2015 trata de dois temas distintos: 
(i) a modificação da obrigação de entrega de energia dos CCEARs por disponibilidade proveniente 
de leilões de energia nova realizados nos anos de 2006 a 2010; e (ii) o rateio do custo adicional 
decorrente da operação de usinas termelétricas despachadas pelo Operador Nacional do Sistema 
Elétrico – ONS por ordem de mérito, cujo Custo Variável Unitário – CVU for superior ao Preço de 
Liquidação de Diferenças – PLD 
47. 
As empresas CANDEIAS, CEP e Simple Energy entendem que a entrega de energia 
deve estar limitada à disponibilidade máxima. Contudo, pleiteiam que toda a geração até esse 
valor, independente do motivo de despacho (ordem de mérito, segurança energética ou restrição 
elétrica), continue a ser considerada como objeto do CCEAR e receba a Receita de Venda. 
48. 
Argumentam, na hipótese de optarem por aderir o mecanismo da Resolução 
Normativa nº 658/2015, que os prazos de recebimento dos recursos via MCP ficariam descasados 
com o prazo de pagamento do combustível.

49. 
Essa situação foi considerada quando da abertura da AP 084/2015, conforme Nota 
Técnica n° 249/2015-SRM-SRG, de 17/11/2015: 
17. 
Ocorre que, em alguns casos, a alteração trazida pela REN 658/2015 
não é vantajosa para o vendedor, como nos cenários em que o CVU da usina 
é superior ao limite máximo do PLD, visto que a central termelétrica 
continuará a ter sua geração excedente remunerada pelo seu CVU (não há 
incremento do valor recebido). 
18. 
Esse cenário específico gerou as controvérsias apontadas pela 
Companhia Energética Potiguar e Candeias Energia, e conforme os agentes 
se apresenta inconveniente porque: 
a) 
Os pagamentos deixam de ser realizados bilateralmente pelos 
compradores dos respectivos CCEARs e passam a ocorrer 
multilateralmente no MCP, sujeito ao risco de rateio de inadimplência 
de que trata o inciso IV do art. 17 da Convenção de Comercialização; e 
b) 
O dia de recebimento dos recursos se modifica, dado que o 
prazo de liquidação do MCP não coincide com os prazos acordados 
bilateralmente. 
19. 
Essas particularidades, em princípio, são compensadas pelo fato de o 
agente termelétrico poder faturar sua energia a um valor superior ao seu 
CVU, com exceção nos casos em que não existe essa possibilidade, ou seja, 
para aquelas centrais termelétricas com CVU superior ao limite máximo do 
PLD. ” 
50. 
Assim, a Resolução Normativa n° 658, de 2015, permite a opção do agente como 
forma de permitir aos geradores sopesar os benefícios de liquidar a energia excedente à 
disponibilidade máxima ao valor do PLD com repercursõpe decorrentes da nova sistemática, em 
especial os prazos para recebimento e sujeição à inadimplência do MCP. 
51. 
ABRADEE, AES Brasil e Neoenergia demonstram preocupação com os efeitos da 
recontabilização, dado que determinado gerador que se sujeitou a Resolução Normativa n° 658, 
de 2015, agora poderá optar em não mais ter seus CCEARs operacionalizados da forma como ela 
prescreve. 
52. 
Ocorre que no período entre a publicação da Resolução Normativa n° 658, de 
2015, até a aprovação das respectivas Regras, o que ainda não ocorreu, vigeu uma solução 
transitória na qual o gerador liquidava a energia excedente à disponibilidade máxima ao PLD. 
Contudo, todas as demais condições permaneceram inalteradas. 
53. 
A situação em que o agente potencialmente não deverá aderir aos mecanismos 
da Resolução Normativa n° 658, de 2015, é aquela em que o CVU da usina é superior ao limite 
máximo do PLD. Nessa situação, a recontabilização da situação já consolidada no atual texto 
Normativo significaria somente uma transferência de recursos, qual seja, na recontabilização as 
distribuidoras receberiam valores do MCP para transferir aos geradores na Receita de Venda.

54. 
Como os geradores já receberam, excluídas pontos relacionados a inadimplência, 
os valores diretamente do MCP, é adequado aceitar a contribuição de ABRADEE, AES Brasil e 
Neoenergia, como forma de evitar transações financeiras desnecessárias. 
II.V - Perdas internas e perdas da Rede Básica na obrigação de entrega dos contratos por 
disponibilidade 
55. 
A alteração da obrigação de entrega (REN 658/2015) mereceu contribuições da 
ABRAGET e SIMPLE Energy que questionaram a proposta pela CCEE de retirar do cálculo os 
montantes de perdas internas e perdas da rede básica.  
56. 
A contribuição recai sobre a Disponibilidade Máxima Contratual Ajustada 
(DISP_MAX_AJUp,t,l,j) que define a obrigação horária de entrega de energia sempre que a usina 
estiver despachada por ordem de mérito. A formulação constante das Regras tem o efeito de 
subtrair da Disponibilidade Máxima Contratual (DISP_MAXp,t,l,j) os valores das perdas internas 
e do rateio de perdas da Rede Básica, com impacto na obrigação de entrega de energia.  
𝑫𝑰𝑺𝑷_𝑴𝑨𝑿_𝑨𝑱𝑼𝒑,𝒕,𝒍,𝒋= 𝑫𝑰𝑺𝑷_𝑴𝑨𝑿𝒑,𝒕,𝒍,𝒋∗𝑭_𝑷𝑫𝑰𝒑,𝒋∗𝑼𝑿𝑷_𝑮𝑳𝑭𝒑,𝒋 
57. 
Entretanto, a partir dos leilões de 2011, a Disponibilidade Máxima Contratual está 
claramente definida no CCEAR e referenciada no centro de gravidade do submercado onde a 
usina está localizada. Portanto, mostra-se incorreta aplicação dos fatores (F_PDIp,j) e 
(UXP_GLFp,j), de modo que a proposta apresentada pela CCEE é a que operacionaliza 
adequadamente a disposição contratual expressa.  
𝑫𝑰𝑺𝑷_𝑴𝑨𝑿_𝑨𝑱𝑼𝒑,𝒕,𝒍,𝒋= 𝑫𝑰𝑺𝑷_𝑴𝑨𝑿𝒑,𝒕,𝒍,𝒋 
58. 
Diante disso, a alteração proposta da CCEE de alteração deve ser efetivada, 
merecendo a abertura de processo específico para análise dos efeitos já incorridos a partir dessa 
constatação.  
II.VI - Alterações necessárias na versão 2016.1.0 das Regras de Comercialização 
59. 
A Audiência Pública n° 84/2015, que cuidou do passivo de Regras de 
Comercialização já aprovadas, muitas vigentes desde 2014, ocorreu em paralelo com a Audiência 
Pública n° 039/2015, que cuidou da revisão anual ordinária das Regras de Comercialização que 
passariam a viger a partir de 1°/1/2016. 
60. 
A AP 84/2015 considerou a revisão de determinados Submódulos das Regras de 
2016, sendo que aqueles que trazem revisão conceitual terão vigência a partir de sua aprovação. 
Ocorre que essa AP também alterou Submódulos referentes aos anos de 2014 e 2015 que terão 
efeitos retroativos, a partir de processos de recontabilização ou reapuração da receita de venda. 
Esses Submódulos terão efeito até dezembro de 2015, pois, a partir de janeiro de 2016 iniciou-
se a vigência da versão 2016.1.0 tratada no âmbito da AP 039/2015.

61. 
Diante disso, as alterações já discutidas nos módulos de 2014 e 2015 deverão ser 
refletidas no módulo 2016.1.0 que passará a ser denominado 2016.1.1.  
III. DIREITO 
62. 
O voto tem amparo no disposto nos seguintes instrumentos legais e regulatórios: 
• Leis n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e n.º 10.848, de 15 de março de 2004;  
• Decretos n.º 5.163, de 30 de julho de 2004; e n.º 5.177, de 12 de agosto de 2004; 
• Resolução Normativa n.º 109, de 26 de outubro de 2004. 
IV. DISPOSITIVO 
63. 
Pelo exposto e considerando o que consta do Processo nº 48500.001534/2015-
33, voto (i) pela emissão de Resolução Normativa, na forma da minuta em anexo, que altera a 
Resolução Normativa n° 658, de 14 de abril de 2015, para tornar opcional a mudança da 
obrigação de entrega de energia dos CCEARs por disponibilidade proveniente de Leilões de 
Energia Nova, e aprova diversos módulos das Regras de Comercialização de Energia Elétrica, 
listados no Anexo I da citada minuta; (ii) por determinar que a Superintendência de Regulação e 
Estudos de Mercado – SRM instrua processo específico para avaliar os efeitos decorrentes da 
alteração na formulação da Disponibilidade Máxima Contratual Ajustada para os CCEAR’s por 
disponibilidade originados dos leilões ocorridos a partir de 2011 e, (iii) estabelecer que a o novos 
valores do fator de correção e do fator de sobra de potência tenham validade a partir do próximo 
processamento da penalidade de potência.  
Brasília, 17 de maio de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor