Consolida os atos regulatórios relativos à elaboração do Programa Mensal da Operação Energética – PMO, e para a formação do Custo Marginal da Operação – CMO e do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD; à atualização do valor do patamar da função de custo do déficit de energia elétrica; e aos critérios e procedimentos para o cálculo dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças(PLD) e do valor da tarifa de energia de otimização referente à cessão de energia efetuada pelo comercializador de energia da Usina Hidroelétrica Itaipu (TEOItaipu).
Situação: vigente
Data de publicação: 2022-07-26

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL 

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.032, DE 26 DE JULHO DE 2022 

Consolida os atos regulatórios relativos à elaboração do Programa Mensal da Operação Energética – PMO, e para a formação do Custo Marginal da Operação – CMO e do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD; à atualização do valor do patamar da função de custo do déficit de energia elétrica; e aos critérios e procedimentos para o cálculo dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças(PLD) e do valor da tarifa de energia de otimização referente à cessão de energia efetuada pelo comercializador de energia da Usina Hidroelétrica Itaipu (TEOItaipu). 

## 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 9.427, de 26 de dezembro de 1996; na Lei nº 9.648, de 28 de maio de 1998; na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; no Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; no Decreto nº 4.550, de 27 de dezembro de 2002; no Decreto nº 72.707, de 28 de agosto de 1973; Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004; no Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004; no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004; na Resolução do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE nº 7, de 14 de dezembro de 2016; na Resolução CNPE nº 22, de 5 de outubro de 2021; e o que consta dos Processos 48500.003207/2010-10, 48500.004659/2014-34, 48500.005442/2017-94, 48500.001825/2018-74, 48500.005003/2020-87 e 48500.003434/2022-71 resolve: 

Art. 1º Consolidar, nos termos desta Resolução, os atos regulatórios relativos: 

I - à elaboração do Programa Mensal da Operação Energética – PMO e à formação do Custo Marginal da Operação – CMO e do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD; 

II - à atualização do valor do patamar da função de custo do déficit de energia elétrica; e 

III - aos critérios e procedimentos para o cálculo dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) e do valor da tarifa de energia de otimização referente à cessão de energia efetuada pelo comercializador de energia da Usina Hidroelétrica Itaipu (TEOItaipu). 

Art. 1º-A. Estabelecer critérios e procedimentos para avaliação dos aprimoramentos em metodologias, parâmetros e modelos computacionais relacionados às atividades de planejamento e programação da operação e de formação de preço de curto prazo, conforme disposto nos incisos II e III do parágrafo único do art. 1º da Resolução CNPE nº 1, de 12 de março de 2024, ou regulamentação superveniente. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

Art. 1º-B Estabelecer critérios e procedimentos para a gestão dos dados de entrada da cadeia de modelos computacionais de suporte ao planejamento e programação da operação eletroenergética e de formação de preço. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

## CAPÍTULO I DA ESTRUTURA DO PMO 

## CAPÍTULO I 

DA COERÊNCIA E INTEGRAÇÃO EM METODOLOGIAS, PARÂMETROS METODOLÓGICOS E MODELOS COMPUTACIONAIS 

(Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

Art. 1º-C A avaliação dos aprimoramentos em metodologias, parâmetros metodológicos e modelos computacionais relacionados às atividades de planejamento e programação da operação e de formação de preço de curto prazo, deverá ser conduzida com transparência, previsibilidade, clareza, celeridade, rastreabilidade, participação social e foco em resultados. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 1º O Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução desenvolverá as atividades técnicas do comitê de governança específica da Resolução CNPE nº 1, de 12 de março de 2024, ou regulamentação superveniente. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 2º Anualmente, o Comitê Técnico ouvirá os agentes setoriais para a definição dos aprimoramentos de que trata o caput. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 3º A definição de que trata o § 2º terá horizonte bianual, devendo o Comitê Técnico priorizar os aprimoramentos que melhorem o sinal de preço de curto prazo frente à operação eletroenergética, reduzam encargos setoriais e aperfeiçoem a eficiência computacional. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 4º O Comitê Técnico deverá deliberar e encaminhar à ANEEL até 31 de maio de cada ano as propostas de aprimoramentos em metodologias e parâmetros metodológicos de que trata o caput, 

as quais deverão ser previamente submetidas a processo de participação social pelo prazo mínimo de 45 (quarenta e cinco) dias. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 5º As propostas de aprimoramentos em metodologias e parâmetros metodológicos encaminhadas conforme parágrafo anterior serão aprovadas pela ANEEL até 31 de julho de cada ano para início de vigência a partir da primeira semana operativa do ano subsequente ou em data posterior. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

## CAPÍTULO I-A DA ESTRUTURA DO PMO (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

Art. 2º O PMO tem por objetivo estabelecer as metas e diretrizes eletroenergéticas da operação do Sistema Interligado Nacional – SIN, de forma a assegurar a otimização dos recursos disponíveis para atendimento da carga. 

Art. 3º O PMO será elaborado e coordenado pelo ONS, com apoio da CCEE e participação dos agentes setoriais, em reunião mensal, a qual deverá ser gravada e transmitida via internet. 

§ 1º Os estudos para o PMO compreenderão até 5 (cinco) anos, em base mensal e por patamar de carga, sendo o primeiro mês discretizado em etapas semanais. 

§ 1º Os estudos para o PMO compreenderão até 5 (cinco) anos, em base mensal e por patamar de carga, sendo, no mínimo, o primeiro mês discretizado em etapas semanais, a primeira semana discretizada em base diária e o primeiro dia em base semi-horária. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º-A O mês operativo compreende o período que se inicia à 0h00min do sábado que antecede ou coincide com o primeiro dia do mês de interesse do estudo e termina às 24h00min da última sexta-feira que antecede o início do mês subsequente, sendo composto pelo conjunto de semanas operativas. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º As semanas operativas compreendidas no estudo correspondem ao período que se inicia à 0h00min do sábado e termina às 24h00min da sexta-feira subsequente e abrangem todos os dias do mês a que se refere o estudo, podendo também incluir dias dos meses adjacentes. 

§ 3º A atualização da Função de Custo Futuro – FCF do modelo de médio prazo, conforme parágrafo 1º do art. 4º, será feita mensalmente quando da elaboração do PMO, observado o disposto no art. 27 desta Resolução. 

§ 4º Os estudos para o PMO deverão ser revistos, com periodicidade máxima semanal. 

§ 5º Nas revisões semanais deverão ser incorporadas informações atualizadas referentes ao estado do sistema, às previsões de carga e afluências e aos demais dados que tenham a periodicidade de atualização inferior a 1 (um) mês, conforme art. 5º. 

§ 6º A atualização da FCF do modelo de curto prazo, conforme parágrafo 2º do art. 4º, será feita semanalmente, observado o disposto no art. 22 desta Resolução. 

§ 5º Nas revisões semanais e diárias deverão ser incorporadas informações atualizadas referentes ao estado do sistema, às previsões de carga e afluências e aos demais dados que tenham a periodicidade de atualização inferior a 1 (um) mês, conforme art. 5º. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 6º A atualização da FCF do modelo de curto prazo, conforme parágrafo 2º do art. 4º, será feita semanalmente, observado o disposto no art. 27 desta Resolução. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 4º Para a elaboração do PMO deverão ser adotados modelos de otimização compatíveis com o horizonte de simulação, cujo uso deverá ser previamente autorizado pela ANEEL. 

§ 1º O modelo para otimização hidrotérmica para subsistemas equivalentes interligados de médio prazo determina a estratégia de operação de até cinco anos, de forma a minimizar o valor esperado do custo total de operação ao longo do período de planejamento da operação. 

§ 2º O modelo para otimização da operação de curto prazo com base em usinas individualizadas determina a estratégia que minimize o valor esperado do custo total de operação para o horizonte do planejamento da operação, considerando as usinas individualizadas que compõem os sistemas hidrotérmicos interligados. 

§ 3º O modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo tem o objetivo de determinar, por usina hidroelétrica e unidade geradora termoelétrica, um despacho hidrotérmico de mínimo custo operativo para o sistema para um período de até duas semanas e discretizado em patamares cronológicos com duração mínima de meia hora. 

Art. 4º Para a elaboração do PMO e revisões deverão ser adotados modelos de otimização eletroenergética compatíveis com o horizonte de simulação, cujo uso deverá ser previamente autorizado pela ANEEL até o PMO anterior ao de sua implementação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 4º Para a elaboração do PMO e revisões deverão ser adotados modelos de otimização eletroenergética compatíveis com o horizonte de simulação, cujas atualizações de versões serão avaliadas pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, o qual deverá submetê-las a processo de participação social pelo prazo mínimo de 30 dias, e aprová-las até o PMO anterior ao de sua implementação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 1º O modelo para otimização da operação de médio prazo determina a estratégia de operação de até cinco anos, de forma a minimizar o valor esperado do custo total de operação ao longo do período de planejamento da operação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º O modelo para otimização da operação de curto prazo com base em usinas individualizadas determina a estratégia que minimize o valor esperado do custo total de operação, acoplando-se ao modelo de médio prazo. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 3º O modelo para otimização da operação de curtíssimo prazo tem como objetivo: (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

I - Determinar um despacho eletroenergético de mínimo custo operativo para o sistema para um período de até duas semanas, acoplando-se ao modelo de curto prazo; e (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

II - A formação do CMO semi-horário. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 4º Os ajustes de novas versões dos modelos de otimização eletroenergética que decorram 

de correção de erros ou ajustes relacionados à dimensão numérica de variáveis ou à formatação de dados de entrada e saída, poderão ser tratados em um rito expedito de aprovação, sob a coordenação do ONS e CCEE no âmbito do Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, devendo ser incorporados nas futuras versões autorizadas pela ANEEL. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 4º Os ajustes de novas versões dos modelos de otimização eletroenergética que decorram de correção de erros ou ajustes relacionados à dimensão numérica de variáveis ou à formatação de dados de entrada e saída, poderão ser tratados em um rito expedito de aprovação, sob a coordenação do ONS e CCEE no âmbito do Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

Art. 4º-A. Novos modelos computacionais satélites ou aprimoramentos daqueles existentes, cujos resultados são utilizados como insumos aos modelos de otimização eletroenergética, deverão ser avaliados e aprovados pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, que também estabelecerá o prazo entre a divulgação e a sua implementação, observada a antecedência mínima de um mês operativo. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 4º-A. As propostas de aprimoramentos de parâmetros não metodológicos serão avaliadas pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, o qual deverá submetê-las a processo de participação social pelo prazo mínimo de 30 (trinta) dias, e aprová-las até o PMO anterior ao de sua implementação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

Art. 4º-B. Novos modelos computacionais satélites ou aprimoramentos daqueles existentes, cujos resultados são utilizados como insumos aos modelos de otimização eletroenergética, deverão ser avaliados e aprovados pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, que também 

estabelecerá o prazo entre a divulgação e a sua implementação, observada a antecedência mínima de um mês operativo. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

Art. 4º-C. O Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução estabelecerá o prazo para implementação dos aprimoramentos para modelagem de dados de entrada que forem objeto de sua avaliação e aprovação. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

Art. 5º A sistemática, prazos, responsabilidades e produtos para elaboração do PMO deverão constar dos Procedimentos de Rede do ONS, devendo conter, no mínimo: 

Art. 5º A sistemática, prazos, responsabilidades e produtos para elaboração do PMO deverão constar dos Procedimentos de Rede do ONS, de modo a conter, no mínimo: (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

I - base de dados do PMO e de suas revisões; 

II - responsabilidades dos participantes do PMO; 

III - cronograma de envio e análise das informações necessárias para a elaboração do PMO e de suas revisões; 

IV - cronograma de atualização das informações necessárias para a elaboração do PMO e de suas revisões; 

III - prazos para envio, obtenção e análise das informações necessárias para a elaboração do PMO e de suas revisões; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

IV - periodicidade de atualização das informações necessárias para a elaboração do PMO e de suas revisões; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

V - descrição das etapas do processo do PMO; 

VI - produtos do PMO. 

§ 1º Caso haja necessidade de atualização de informação para o PMO cujo prazo esteja em desacordo com os cronogramas de que trata o inciso IV, deverá ser dada publicidade aos agentes com antecedência não inferior a um mês do PMO. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º Não se aplica o disposto no § 1º para os casos de erros de que trata o art. 27 desta Resolução. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

## CAPÍTULO II 

## DAS DIRETRIZES E INFORMAÇÕES A SEREM CONSIDERADAS NO PMO E SUAS REVISÕES 

Art. 6º É de responsabilidade do ONS incorporar as informações e os dados nos modelos utilizados no PMO e suas revisões. 

Art. 6º É de responsabilidade do ONS incorporar as informações e os dados nos modelos utilizados no PMO e suas revisões, respeitada a vigência do dado, o horizonte de otimização, a data de processamento e as especificidades de cada modelo de otimização eletroenergética. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º Os agentes participantes do PMO deverão analisar as informações e os dados e submeter ao ONS os eventuais comentários e as necessidades de alterações detectadas. 

§ 2º As informações consideradas no PMO devem ser rastreáveis e os processos do ONS para o PMO devem ser reprodutíveis. 

§ 3º No horizonte comum dos modelos de otimização, os dados e informações considerados deverão estar compatíveis. 

§ 3º No horizonte comum dos modelos de otimização eletroenergética, os dados e informações considerados deverão estar compativeis. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 4º O ONS deverá considerar, na definição da política operativa, a melhor representação possível nos modelos de otimização eletroenergética do SIN e de suas restrições operativas por meio dos dados de entrada. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 7º A oferta considerada nos estudos energéticos é composta pelos empreendimentos de geração em operação comercial e por suas previsões de expansão, além dos intercâmbios internacionais. 

Art. 7º A oferta considerada nos estudos eletroenergéticos é composta pelos empreendimentos de geração existentes, em operação comercial, porsuas previsões de expansão e novos empreendimentos. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º Serão simuladas individualmente: 

I - usinas hidrelétricas e termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU declarado, despachadas centralizadamente; 

II - usinas hidrelétricas cuja operação hidráulica afete ou seja afetada pela operação de usinas simuladas individualmente; e 

III - excepcionalmente, usinas não enquadradas nos critérios anteriores, desde que respaldadas por justificativa técnica do ONS ou regulamentação específica. 

§ 2º As demais usinas, não enquadradas no § 1º, serão representadas por blocos de energia a serem abatidos da carga global. 

§ 2º As demais ofertas, não enquadradas no § 1º, serão representadas por estimativas de geração definidas em Procedimentos de Rede. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 3º No caso de decisão da ANEEL de encaminhar ao MME proposta de declaração de caducidade de Contrato de Concessão de empreendimento de geração, o ONS deverá retirar o referido empreendimento da base de dados do PMO. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 7º-A. A carga de energia elétrica considerada nos estudos eletroenergéticos deve ser projetada conforme previsto nos Procedimentos de Rede contendo, no mínimo, a descrição da metodologia de previsão de carga, e os procedimentos e ferramentas para obtenção, análise, consistência e disponibilização da previsão de carga consolidada. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 7º-B. A oferta ou a carga de que trata esse capítulo poderá considerar a microgeração distribuída, minigeração distribuída e mecanismos de resposta da demanda nos modelos de otimização eletroenergética, conforme descrito nos Procedimentos de Rede. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Parágrafo único. Os mecanismos de resposta da demanda devem observar o disposto na Resolução Normativa nº 1.030, de 26 de julho de 2022, ou regulamentação superveniente. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 8º O ONS deverá atualizar os pontos de fronteira entre os submercados que compõem o SIN a cada revisão quadrimestral do Plano da Operação Energética – PEN. 

Art. 8º O ONS deverá atualizar os pontos de fronteira entre os submercados que compõem o SIN a cada revisão quadrimestral do ciclo anual de Planejamento da Operação Energética. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º A atualização de que trata o caput não poderá alterar o submercado de agente de geração ou de consumo. 

§ 2º O ONS deverá dar publicidade, com a possibilidade de participação dos agentes setoriais, antes de sua implementação. 

§ 3º As informações relacionadas à atualização dos pontos de fronteira deverão ser disponibilizadas no sítio eletrônico do ONS. 

## **Seção I Usinas Simuladas Individualmente** 

Art. 9º O ONS deverá atualizar a oferta a ser considerada no PMO e revisões, com base na disponibilidade dos empreendimentos de geração. 

§ 1º Para atualização da oferta relacionada à expansão da geração, deverá ser considerado o cronograma de entrada em operação comercial, conforme estabelecido no art. 7º da Resolução CNPE nº 22, de 2021. 

§ 2º No caso de suspensão da operação comercial de unidade geradora, o agente de geração responsável pela usina deverá declarar ao ONS cronograma de restabelecimento da operação. 

§ 1º Para atualização da oferta relacionada à expansão da geração, deverá ser considerado o cronograma de entrada em operação comercial, conforme estabelecido no art. 7º da Resolução CNPE nº 22, de 2021, ou resolução superveniente. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º No caso de suspensão da operação comercial de unidade geradora, o agente de geração responsável deverá declarar ao ONS cronograma de restabelecimento da operação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 3º Poderá ser adotado cronograma diferente do citado no § 2º caso o acompanhamento da ANEEL não esteja aderente ao cronograma declarado pelo agente responsável. 

§ 3º-A. No caso de revogação ou extinção da outorga, ou no caso de decisão da ANEEL de encaminhar ao MME proposta de declaração de caducidade de Contrato de Concessão de empreendimento de geração, o ONS deverá retirar o empreendimento da base de dados do PMO, respeitada a periodicidade de execução de cada um dos modelos. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 4º O agente de geração de usina termelétrica deverá declarar para o PMO e revisões a disponibilidade da usina de forma compatível com o período que este disponha de comprovação de suprimento de combustível. 

§ 4º O agente de geração de usina termelétrica deverá declarar para o PMO e revisões a sua disponibilidade de forma compatível com o período que este disponha de comprovação desuprimento de combustivel. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 10.  Para o PMO e revisões deverá ser utilizado o Custo Variável Unitário – CVU constante do Contrato de Comercialização em Ambiente Regulado – CCEAR ou o CVU aprovado pela ANEEL, no caso de usina termelétrica não comprometida com CCEAR. 

§ 1º O agente de geração poderá declarar para o PMO suas revisões, valor inferior ao CVU aprovado pela ANEEL ou atualizado pela CCEE. 

§ 2º A declaração de CVU de que trata o §1º desse artigo deverá viger de acordo com o período declarado pelo agente, limitado ao mínimo da semana operativa e máximo ao mês operativo em questão, e, para os demais meses será considerado o CVU aprovado pela ANEEL ou atualizado pela CCEE, observado o § 4º do art. 9º. 

§ 1º O agente de geração poderá declarar para o PMO e suas revisões semanais, valor inferior ao CVU aprovado pela ANEEL ou atualizado pela CCEE. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º A declaração de CVU de que trata o §1º desse artigo deverá viger de acordo com o período declarado pelo agente, limitado ao mínimo referente à semana operativa e máximo ao mês operativo em questão, e,para os demais meses será considerado o CVU aprovado pela ANEEL ou atualizado pela CCEE, observado o §4º do art. 9º. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 3º No caso de declaração do CVU inferior ao CVU constante do CCEAR por opção do agente termelétrico, o valor declarado substituirá, para todos os fins, o valor do CVU do respectivo contrato, conforme Regras de Comercialização. 

§ 4º Para a substituição do CVU conforme o §3º, os agentes termelétricos interessados deverão se manifestar perante a CCEE e ONS, conforme procedimento específico a ser estabelecido pelas entidades. 

§ 4º Para a substituição do CVU conforme o §3º, os agentes termelétricos interessados deverão se manifestar perante à CCEE e ao ONS, conforme procedimento específico a ser estabelecido pelas entidades. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 5º A manifestação de que trata o parágrafo anterior será de inteira responsabilidade do agente vendedor e não modificará suas obrigações previstas no CCEAR. 

Art. 11. O ONS decidirá, em caráter definitivo, pelo acionamento de usina termelétrica que utiliza como combustível o gás natural proveniente do Gás Natural Liquefeito – GNL quando o valor do Benefício GNL, resultante do modelo de Curto Prazo, “m” meses à frente, for maior ou igual ao CVU da usina. 

§ 1º O procedimento de que trata o caput aplica-se exclusivamente ao empreendimento com previsão de utilização de GNL que for objeto de CCEAR na modalidade Disponibilidade de Energia Elétrica, decorrente de leilão de novos empreendimentos de geração realizados a partir de 5 de outubro de 2007. 

§ 1º O procedimento de que trata o caput aplica-se exclusivamente ao empreendimento com previsão de utilização de GNL com necessidade de despacho antecipado que for objeto de CCEAR 

na modalidade Disponibilidade de Energia Elétrica, decorrente de leilão de novos empreendimentos de geração realizados a partir de 5 de outubro de 2007. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º O valor de “m” será aquele utilizado para o cálculo do Índice de Custo Benefício – ICB. 

§ 3º Quando decidido pelo acionamento de que trata o caput, a usina termelétrica a GNL será despachada após “m” meses, independentemente do valor do CMO. 

§ 4º Quando despachada, a usina termelétrica irá receber o seu CVU, independentemente do valor do CMO no momento do seu despacho. 

§ 5º Incorrerá em indisponibilidade por falta de combustível, nos termos dos regulamentos vigentes, a usina termelétrica a GNL que, tendo sido acionada com a antecedência estabelecida no caput deste artigo, não cumprir com a geração pré-determinada pelo ONS, independentemente do valor do CMO. 

Art. 12. A usina termelétrica a GNL poderá ser despachada para atender razões elétricas e de segurança energética, respeitada a antecedência estabelecida no art. 11 desta Resolução. 

## **Seção II Usinas Não Simuladas Individualmente** 

## **Seção II Centrais Geradoras Não Simuladas Individualmente** 

(Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 13. A representação da geração das usinas não simuladas individualmente em operação comercial, deverá ser considerada com base na média mensal do histórico dos últimos cinco anos de geração líquida disponibilizada ao SIN de cada usina, agregada por subsistema, por mês e por patamar de carga, para todo o horizonte de planejamento. 

§ 1º A CCEE deverá informar ao ONS os valores de geração de que trata o caput, conforme acordo operacional. 

§ 2º O ONS deverá obter os valores de geração de que trata o caput das usinas que injetam energia na rede de distribuição ou nas Demais Instalações de Transmissão – DIT, e que não possuam medição registrada na CCEE. 

§ 3º Para as usinas não simuladas individualmente com menos de 5 anos de histórico de geração líquida disponibilizada ao SIN, deverá ser considerada a média do histórico existente. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 4º Caso a usina tenha menos de um ano de operação comercial, serão utilizados nos meses sem histórico de geração, os montantes de energia conforme metodologia de que trata o art. 14, de forma a completar um ano de informações. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 5º No caso de usinas de autoprodução, com carga associada no mesmo sítio, a geração de que trata o caput deverá ser bruta. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 6º Usina com operação comercial suspensa não deve ser representada na oferta de que trata o caput a partir do PMO posterior à referida suspensão. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 13. Deverá ser considerada a representação da geração das centrais geradoras não simuladas individualmente nos modelos de otimização eletroenergética, com base em estimativa de geração, cuja representação pode ser agregada segundo as especificidades e as granularidades espacial e temporal de cada modelo, em todo o horizonte de planejamento e programação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º O ONS e a CCEE deverão obter os dados necessários à estimativa de que trata o caput, conforme acordo operacional. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º Central geradora com operação comercial suspensa ou com revogação da outorga não deve ser representada na oferta, respeitando, para atualização dos dados de entrada, a periodicidade e os prazos de execução de cada um dos modelos conforme Procedimentos de Rede. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 14. Para as usinas não simuladas individualmente que não iniciaram sua operação comercial, o montante de energia a ser considerado será calculado pela soma de suas potências instaladas multiplicada por um fator calculado pelo ONS. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º Para usinas hidrelétricas, eolioelétricas e fotovoltaicas, o fator de que trata o caput será calculado, por mês, fonte, submercado e patamar de carga, e será dado pela soma da razão entre a média da geração líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina, dividido pelo número de usinas. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º Para usinas termelétricas o fator de que trata o caput será calculado, por mês, fonte, submercado, patamar de carga e ambiente de comercialização, e será dado pela soma da razão entre a média da geração líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina alocada a cada ambiente, dividido pelo número de usinas de cada ambiente. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 3º Para as usinas de que trata o § 2º, a potência por usina será alocada proporcionalmente ao seu montante contratado no Ambiente de Contratação Regulada e a sua Disponibilidade para o Ambiente de Contratação Livre. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 4º Para fins de aplicação do disposto § 3º, no Ambiente de Contratação Regulada deverão ser considerados montantes contratados nos leilões de energia elétrica, incluindo os Leilões de Energia de Reserva, e no âmbito do PROINFA. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 5º No caso de usinas com menos de 5 anos de operação, serão considerados no cálculo do fator somente os meses em que a usina esteve em operação. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 15.  As gerações de que trata o art. 13 e os fatores de que trata o art. 14 serão atualizados anualmente e utilizados a partir do PMO de maio de cada ano, sendo contemplada a apuração de dados pelo período de cinco anos, encerrado no mês de dezembro do ano anterior. 

Parágrafo único. A atualização e utilização de que trata o caput, no que se refere aos patamares de carga, ocorrerá a partir do PMO de maio de 2020. (Excluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 15. Para os modelos de médio, curto e curtíssimo prazo, as estimativas de que trata o art. 13 serão atualizadas conforme especificado nos Procedimentos de Rede. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 16. As usinas não simuladas individualmente com cronograma de entrada em operação comercial futuro deverão ser representadas a partir de sua data de entrada em operação comercial conforme estabelecido no art. 7º da Resolução CNPE nº 22, de 2021. 

Art. 16. As centrais geradoras não simuladas individualmente com cronograma de entrada em operação comercial futuro deverão ser representadas a partir de sua data de entrada em operação comercial conforme estabelecido no art. 7º da Resolução CNPE nº 22, de 2021, ou resolução superveniente. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 16-A. A descrição da metodologia de representação da geração das centrais geradoras não simuladas individualmente nos modelos de otimização eletroenergética deverá constar dos Procedimentos de Rede. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Parágrafo único. As alterações metodológicas deverão ser avaliadas pelo Comitê Técnico de que trata o Capítulo VII desta Resolução, devendo sua implementação ocorrer após a alteração dos Procedimentos de Rede. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

## CAPÍTULO III DOS RESULTADOS DO PMO 

Art. 17. O PMO e suas revisões semanais e diárias terão como um dos produtos o Custo Marginal de Operação – CMO, por intervalo semi-horário e por barra do sistema, que servirá de referência para a política ótima de operação e para a formação do preço. 

§ 1º O horário limite para divulgação do CMO bem como a previsão de protocolos de contingência no caso da impossibilidade de publicação no referido horário, deverão estar previstos nos Procedimentos de Rede. 

§ 1º O horário limite para divulgação do CMO bem como os protocolos de contingência no caso da impossibilidade do processamento de cada um dos modelos de otimização eletroenergética ou da publicação no referido horário, deverão estar previstos nos Procedimentos de Rede. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º Os resultados do PMO devem ser disponibilizados para todos os agentes simultaneamente. 

Art. 18. O ONS deverá emitir documento contendo os principais resultados e diretrizes do PMO e suas revisões, bem como seus pontos de destaque. 

§ 1º No documento de que trata o caput, deverão estar explicitados os despachos programados fora da ordem de mérito de custo, bem como as respectivas motivações para cada despacho. 

Art. 18. O ONS deverá emitir documentos contendo os principais resultados e diretrizes do PMO e suas revisões, bem como seus pontos de destaque. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º Nos documentos de que trata o caput, deverão estar explicitados os despachos programados fora da ordem de mérito de custo, bem como as respectivas motivações para cada despacho. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º No caso dos despachos por restrição elétrica, deverão ser indicadas, quando couber, as obras previstas nos estudos de planejamento da transmissão necessárias para evitar o despacho. 

## CAPÍTULO IV 

DA FORMAÇÃO DO PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DAS DIFERENÇAS – PLD 

Art. 19. O PLD tem por objetivo valorar os montantes que serão liquidados no Mercado de Curto Prazo – MCP, tendo por base principal o resultado do PMO. 

Art. 19. O PLD tem por objetivo valorar os montantes que serão liquidados no Mercado de CurtoPrazo - MCP, tendo por base principal as informações utilizadas para elaboração do PMO. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Parágrafo único. O PLD será determinado diariamente, por submercado, com granularidade horária, limitado por valores máximos e mínimo, conforme Capítulo V desta Resolução. 

Art. 20. O processo de cálculo do PLD será elaborado e coordenado pela CCEE, com apoio do 

ONS. 

§ 1º Para a formação do PLD, a CCEE deverá utilizar os mesmos modelos e dados de entrada adotados pelo ONS para elaboração do PMO e revisões, desconsiderando-se as restrições elétricas internas a cada submercado. 

§ 1º Para a formação do PLD, a CCEE deverá utilizar os mesmos modelos e dados de entrada adotados pelo ONS para elaboração do PMO e revisões, desconsiderando-se as restrições elétricas internas a cada submercado e as informações que se enquadrem na antecedência de publicidade descritas a seguir: (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

I- Atualização de informação para o PMO que esteja em desacordo com o inciso IV do art. 5º, deverá ser dada publicidade aos agentes com antecedência não inferior a um mês operativo do PMO, de acordo com o previsto pelo Art. 6º da Resolução CNPE nº 22, de 2021, ou resolução superveniente. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

I - Atualização de informação para o PMO que esteja em desacordo com o inciso IV do art. 5º, deverá ser dada publicidade aos agentes com antecedência não inferior a um mês operativo do PMO, de acordo com o previsto no parágrafo 2º do art. 6º da Resolução CNPE nº 1, de 2024, ou resolução superveniente. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

II - No caso da implementação das atualizações descritas abaixo, deverá ser dada publicidade aos agentes com antecedência não inferior a um mês operativo do PMO: (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

a) Atualização excepcional em dado de entrada decorrente de autorização pelo CMSE; (Incluída pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

b) Decisão por órgão ou instituição competente interna ou externa ao setor elétrico até a data de realização do PMO anterior, previamente autorizada pelo CMSE; e (Incluída pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

c) Definição ou atualização excepcional de restrição hidráulica promovida por órgão competente de licenciamento ambiental ou outorga de recursos hídricos, decidida até a data de realização do PMO anterior. (Incluída pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º Deverão ser representadas na formação do PLD as restrições elétricas internas que impactam a capacidade de intercâmbio entre submercados: 

I - cuja eliminação necessita de solução de planejamento; ou 

II - que a previsão de recomposição seja superior a um mês. 

§ 3º A alteração de que trata o inciso II do § 2º deve ser feita sempre na elaboração do PMO. 

§ 4º O ONS deverá manter atualizado na internet relatório com as restrições elétricas internas aos submercados que possam impactar a capacidade de intercâmbio entre os mesmos, conforme estabelecido no §2º. 

§ 5º O horário limite para divulgação do PLD, bem como a previsão de protocolos de contingência no caso da impossibilidade de publicação no referido horário, deverão estar previstos nas Regras ou Procedimentos de Comercialização. 

§ 5º O horário limite para divulgação do PLD, bem como os protocolos de contingência no caso da impossibilidade do processamento de cada um dos modelos de otimização eletroenergética ou de publicação no referido horário, deverão estar previstos nas Regras ou Procedimentos de Comercialização. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

## Art. 21. A CCEE deverá realizar reuniões mensais com os agentes para tratar da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados dos modelos de otimização. 

Art. 21. A CCEE deverá realizar reuniões mensais com os agentes para tratar da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados dos modelos de otimização eletroenergética. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Parágrafo único.  A reunião de que trata o caput deverá ser realizada após a reunião do PMO, e tratará, no mínimo, dos seguintes temas: 

I - apresentação das principais modificações nos arquivos de entrada dos modelos de formação de preço; 

II - análise dos principais fatores que influenciam na formação do PLD; e 

III - validação, pelos agentes, da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados. 

## CAPÍTULO V 

DOS LIMITES MÁXIMO E MÍNIMO DO PLD E DO VALOR DA TARIFA DE ENERGIA DE OTIMIZAÇÃO - TEO 

Art. 22. Ficam estabelecidos dois limites máximos do PLD: 

I - um limite máximo estrutural (PLDmax_estrutural); e 

II - um limite máximo horário (PLDmax_horário). 

§ 1º O PLDmax_estrutural corresponde ao nível de proteção ao risco de 95% da função densidade de probabilidades da renda inframarginal, obtida do deck de revisão ordinária de garantia física das usinas hidrelétricas, conforme metodologia disposta no Anexo desta Resolução. 

§ 2º O PLDmax_horário deve ser calculado com base na média ponderada, pela potência instalada, dos Custos Variáveis Unitários (CVUs) das usinas termelétricas a óleo diesel disponíveis no deck do Programa Mensal da Operação (PMO) de setembro de 2019. 

Art. 23. A vigência dos limites máximos do PLD dar-se-á da seguinte forma: 

I - a partir de 1º de janeiro de 2020 para o PLDmax_estrutural; e 

II - na mesma data de implementação do PLD horário no Mercado de Curto Prazo para o PLDmax_horário. 

§ 1º Os limites máximos do PLD serão atualizados pela ANEEL anualmente pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) a partir dos seguintes valores, a preços de setembro de 2019: 

I - R$ 556,58 / MWh, para o para o PLDmax_estrutural; e 

II - R$ 1.141,85 / MWh, para o para o PLDmax_horário. 

§ 2º A atualização de que trata o § 1º ocorrerá anualmente em dezembro para utilização em janeiro do ano subsequente, sendo a primeira atualização em dezembro de 2019. 

§ 3º A partir da vigência do PLDmax_horário, caso a média diária dos PLDs horários for superior ao PLDmax_estrutural, a CCEE deve ajustar a série de PLDs horários até que a média de seus valores seja igual ao PLDmax_estrutural. 

§ 4º Respeitado o valor do PLDmin, o ajuste na curva diária de PLDs horários deve ser realizado de forma uniforme e proporcional. 

§ 5º O ajuste de que tratam os §§ 3º e 4º deve ser realizado para cada submercado, de forma independente. 

Art. 24. O valor mínimo do PLD será calculado anualmente pela ANEEL considerando o maior valor entre: 

I - a Tarifa de Energia de Otimização da UHE Itaipu (TEOItaipu); e 

II - a Tarifa de Energia de Otimização (TEO) das outras usinas hidrelétricas do Sistema Interligado Nacional. 

Art. 25. No cálculo do valor da TEOItaipu, deverão ser consideradas as parcelas referentes ao pagamento da cessão da energia do Paraguai, aos royalties, e à administração da usina pela Eletrobras. 

§ 1º As estimativas dos custos de geração da usina de Itaipu para o ano seguinte serão fornecidas pela Itaipu Binacional. 

§ 2º Na determinação da quantidade de energia cedida pelo Paraguai, deverá ser considerada a metade da geração da usina prevista para o ano seguinte, subtraída da energia a ser suprida diretamente à Administración Nacional de Electricidad - ANDE; e 

§ 3º A conversão do valor, em dólares, da estimativa de custos de geração da UHE Itaipu para a moeda nacional deverá ser efetuada pela média geométrica diária das Cotações de Fechamento Ptax do dólar americano, publicadas pelo Banco Central do Brasil, no período de 1º de dezembro do ano anterior até 30 de novembro do ano do cálculo. 

Art. 26. No cálculo do valor da TEO, deverão ser considerados os custos incrementais incorridos na operação e na manutenção das usinas hidrelétricas e o pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos. 

## CAPÍTULO VI 

DA IDENTIFICAÇÃO DE ERROS NO PROCESSO DE FORMAÇÃO DO PLD 

## CAPÍTULO VI 

DA IDENTIFICAÇÃO DE ERROS NO PROCESSO DE FORMAÇÃO DO CMO E PLD (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 27. Na hipótese de identificação de erro no processo de formação do PLD, o ONS e a CCEE deverão corrigi-lo, produzindo-se efeito no dia subsequente à identificação. 

Art. 27. Na hipótese de identificação de erro no processo de formação do CMO e PLD, o ONS e a CCEE deverão corrigi-lo em todos os modelos de otimização eletroenergética impactados, produzindose efeito no dia subsequente à identificação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º Os erros de que trata o caput referem-se: 

I - à inserção de dados; 

II - ao código fonte em qualquer programa da cadeia de modelos; ou 

III - à representação de qualquer componente do sistema. 

§ 2º A correção de que trata o caput deverá ser realizada inclusive na função de custo futuro. 

§ 3º O ONS e a CCEE deverão informar à ANEEL a identificação de qualquer erro de que trata este artigo, devendo ser justificada eventual impossibilidade de correção no prazo estabelecido no caput. 

§ 2º A correção de que trata o caput deverá ser realizada inclusive nas funções de custo futuro. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 3º O ONS e a CCEE deverão formalizar à ANEEL a identificação de qualquer erro de que trata este artigo, devendo ser justificada eventual impossibilidade de correção no prazo estabelecido no caput. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 4º O ONS e a CCEE deverão dar publicidade à correção dos erros de que trata este artigo. 

§ 5º O ONS e a CCEE deverão disponibilizar na internet, relatório contendo o apontamento das falhas relacionadas ao erro e as propostas de ação de melhorias, além de relatório de acompanhamento de sua implantação, quando for o caso. 

§ 6º O prazo para disponibilização do relatório contendo o apontamento das falhas e as propostas de ação de melhorias é de 30 (trinta) dias a contar da identificação do erro. 

§ 6º O prazo para disponibilização do relatório contendo o apontamento das falhas e as propostas de ação de melhorias é de 30 (trinta) dias após o término do mês operativo. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

CAPÍTULO VII DO COMITÊ TÉCNICO 

Art. 28. Deverá ser constituído comitê técnico, sob coordenação compartilhada do ONS e CCEE, para tratar de assuntos relacionados à elaboração do PMO e do PLD. 

§ 1º O comitê poderá ser dividido em subcomitês temáticos para avaliação dos dados de entrada do PMO ou de propostas específicas relacionadas à elaboração do PMO e do PLD. 

§ 2º Proposta de aprimoramento da regulação relacionada à elaboração do PMO e do PLD deverá ser previamente submetida e aprovada pelo comitê técnico para ser submetida ao processo de avaliação pela ANEEL. 

§ 3º Deverá ser assegurada a representatividade dos diversos segmentos setoriais associados ao ONS e à CCEE. 

Art. 28. O comitê técnico, sob coordenação compartilhada do ONS e CCEE, tem por função tratar de assuntos relacionados à elaboração do PMO e formação do PLD. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 1º O comitê será dividido em subcomitês temáticos para avaliação dos dados de entrada do PMO, modelos computacionais, ou de propostas específicas relacionadas à elaboração do PMO e formação do PLD. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 2º Proposta de aprimoramento da regulação relacionada à elaboração do PMO e formação do PLD por iniciativa do Comitê deverá ser previamente aprovada pelo mesmo antes de ser submetida à ANEEL. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 28. O comitê técnico, sob coordenação compartilhada do ONS e CCEE, tem por função tratar de assuntos relacionados ao Planejamento e Programação da Operação e formação do PLD. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 1º O comitê técnico será composto por: (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

I - Comissão deliberativa, composta de forma paritária entre as instituições, com a participação de, no mínimo, 2 (dois) diretores do ONS e 2 (dois) diretores da CCEE; (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

II - Comissão gestora, composta de forma paritária entre as instituições e será integrada por até 3 (três) gestores indicados pelo ONS e até 3 (três) gestores indicados pela CCEE; e (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

III - Coordenação de grupo técnico, composta de forma paritária entre as instituições e será integrada por no mínimo 1 (um) representante de cada instituição; (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 2º Proposta de aprimoramento da regulação relacionada à elaboração do PMO e formação do PLD por iniciativa do Comitê deverá ser previamente aprovada pela Comissão deliberativa antes de ser submetida à ANEEL. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 3º Deverá ser assegurada a representatividade dos diversos segmentos setoriais associados ao ONS e à CCEE. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 3º-A Os agentes devem atuar de forma ativa com contribuições técnicas e ferramental ao longo do processo de construção de soluções e aprimoramentos. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

§ 4º Deverão ser disponibilizadas na internet as datas, pautas e atas das reuniões, além dos documentos relacionados aos temas tratados. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

§ 5º O Comitê Técnico deverá promover a ampla divulgação das informações, em área de livre acesso do seu sítio eletrônico, em seções específicas, incluindo, no mínimo, regimento interno, estrutura organizacional, plano de trabalho, ritos processuais, documentação referente aos grupos de trabalho, relatório de análise das contribuições e deliberações na íntegra. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

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Art. 29. A estrutura do comitê técnico, regimento interno, os subgrupos temáticos e demais<br>medidas necessárias à sua instituição deverão ser definidas pelo ONS e pela CCEE até 1º de janeiro de<br>2020.<br>Parágrafo único. O regimento mencionado no caput deverá conter, no mínimo:<br>I - os mecanismos de governança do comitê;<br>II - a forma de representação no comitê dos diversos segmentos setoriais associados ao ONS<br>e à CCEE;<br>II - a forma de determinação e seleção dos temas a serem a tratados pelo comitê; e<br>IV - o modelo de decisão do comitê.<br>**----- End of picture text -----**<br>

Art. 29. O regimento interno do Comitê Técnico deverá ser homologado pela ANEEL, e deverá conter, no mínimo: (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

I - os mecanismos de governança do comitê; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) II - a forma de representação no comitê dos diversos segmentos setoriais associados ao ONS e à CCEE; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) III - a forma de determinação e seleção dos temas a serem a tratados pelo comitê; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) IV - o modelo de decisão do comitê; e (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) V - a previsão para estabelecimento de prazo para manifestação dos agentes anteriormente à validação de cada nova proposta. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 29. O regimento interno do comitê técnico deverá ser aprovado pela ANEEL, e deverá conter, no mínimo: (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

I - A descrição dos mecanismos de governança do comitê; (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

II - A forma de representação no comitê dos diversos segmentos setoriais associados ao ONS e à CCEE; (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

III - A forma de determinação e seleção dostemas a serem a tratados pelo comitê; (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

IV - O modelo de decisão do comitê; (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

V - O detalhamento dos ritos processuais conforme o tema associado; (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

VI - O detalhamento dos mecanismos previstos para participação e manifestação dos agentes, bem como das análises das contribuições pelo ONS e CCEE; e (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

VII - A forma e procedimento para divulgação das deliberações, bem como dos encaminhamentos necessários para implementação das propostas. (Incluído pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

## CAPÍTULO VIII 

DA ATUALIZAÇÃO DO VALOR DO CUSTO DO DÉFICIT DE ENERGIA ELÉTRICA 

Art. 30. A CCEE deverá atualizar anualmente o valor do patamar da função de custo do déficit de energia elétrica pela variação do Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (IGP-DI) para o período de doze (12) meses, tomando-se como base o mês de novembro de cada ano, que será utilizado nos modelos de planejamento e programação da operação e cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD entre a primeira e a última semana operativa do ano subsequente à atualização. 

Parágrafo único. A CCEE deverá informar o valor atualizado ao ONS e disponibilizá-lo no seu sítio eletrônico, até o dia 20 de dezembro de cada ano. 

## CAPÍTULO IX 

## DAS DISPOSIÇÕES GERAIS 

Art. 31. O ONS, com apoio da CCEE, deverá manter plataforma virtual relacionada ao Programa Mensal da Operação – PMO e suas revisões, de forma a: 

I - disponibilizar o arquivo de dados preliminares do PMO – deck preliminar, dos modelos computacionais, bem como os documentos que o subsidiam, até o 1º dia útil da semana da reunião do Programa Mensal da Operação – PMO; 

I - permitir a participação dos membros associados do ONS, da CCEE, além da ANEEL, Ministério de Minas e Energia – MME e Empresa de Pesquisa Energética – EPE; 

III - permitir que sejam dirimidas dúvidas quanto aos dados de entrada e informações referentes aos modelos de planejamento e programação da operação e formação de preço; e 

IV - assegurar que os fatos relevantes que impactem a formação do preço sejam divulgados aos agentes de forma simultânea e homogênea. 

Art. 31. O ONS, com apoio da CCEE, deverá manter plataforma virtual relacionada ao PMO e suas revisões, de forma a: (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

I - disponibilizar os arquivos de dados preliminares do PMO (decks preliminares), dos modelos de médio e curto prazo, bem como os documentos que os subsidiam; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

II - permitir a participação dos membros associados do ONS, da CCEE, além da ANEEL, Ministério de Minas e Energia – MME e Empresa de Pesquisa Energética – EPE; (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

III - permitir que sejam dirimidas dúvidas quanto aos dados de entrada e informações referentes aos modelos de planejamento e programação da operação e formação de preço; e (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

IV - assegurar a publicidade aos agentes dos fatos relevantes que possam impactar a formação do preço, de forma simultânea e homogênea, antes de sua implementação. (Redação dada pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Art. 32. Será realizada Avaliação de Resultado Regulatório (ARR) do Capítulo V desta Resolução para vigência a partir de 1º de janeiro de 2024. 

Parágrafo único. Será realizada Avaliação de Resultado Regulatório (ARR) dos Capítulos I, II, III, IV, VI e VII desta Resolução até 2030. (Incluído pela REN ANEEL 1.078, de 28.11.2023) 

Parágrafo único. Será realizada Avaliação de Resultado Regulatório (ARR) dos Capítulos I, IA, II, III, IV, VI e VII desta Resolução após 2030. (Redação dada pela REN ANEEL 1.144, de 09.12.2025) 

Art. 33. Ficam revogadas: 

I - a Resolução Normativa nº 795 de 5 de dezembro de 2017; 

II - a Resolução Normativa nº 843, de 2 de abril de 2019; 

III - a Resolução Normativa nº 858, de 1 de outubro de 2019; e 

IV - a Resolução Normativa ANEEL nº 910, de 15 de dezembro de 2020. 

Art. 34.  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. 137, v. 160, n. 145 e o retificado no D.O. de 21.11.2022. 

## **ANEXO – METODOLOGIA PARA O CÁLCULO DO PLDmax_estrutural** 

1.1. O PLDmax_estrutural visa prover proteção ao mercado contra riscos sistêmicos, preservar níveis de eficiência alocativa e apresentar sinal econômico dentro de uma perspectiva estrutural. 

1.2. O PLDmax_estrutural corresponde ao nível de proteção ao risco de 95% da função densidade de probabilidades da renda inframarginal. 

1.3. A renda inframarginal é o benefício definido pela integral da diferença entre o preço de equilíbrio e a curva de oferta do mercado. 

1.4. Deve-se extrair, do modelo NEWAVE, empregado tanto no problema de minimização do custo total de operação (custo presente e o custo futuro) como no problema de minimização do custo total de expansão (custo de investimento e o custo de operação), os pares de “quantidade e preço” das usinas simuladas ao longo de todo o horizonte do estudo de otimização (5 anos), para cada um dos 2.000 (dois mil) cenários de afluência gerados. 

1.5. No cálculo do PLDmax_estrutural, deve-se considerar o deck do NEWAVE utilizado na última revisão ordinária de garantia física das usinas hidroelétricas despachadas centralizadamente, em conformidade com a Portaria MME nº 178, de 3 de maio de 2017. 

1.6. Para a construção das curvas de oferta e, posteriormente, para o cálculo da renda inframarginal, deve-se considerar: 

1.6.1. A geração das usinas termelétricas, hidroelétricas e das não despachada centralizadamente, bem como as inflexibilidades das usinas termelétricas; 

1.6.2. A atualização das variáveis econômicas envolvidas no processo (CVU e CMO); e 

1.6.3. Os valores devem ser convertidos para a base anual, de modo que o resultado reflita um ciclo hidrológico completo, o que implica dispor de 10.000 (dez mil) eventos para análise estatística (2.000 cenários em 5 anos de simulação). 

1.7. Para a definição do PLDmax_estrutural, adota-se um nível de proteção contra os 5% eventos mais gravosos em termos de renda inframarginal, o que equivale ao percentil 95 de sua curva de densidade de probabilidades.