Estabelece as condições para a contratação do suprimento de energia elétrica, pelas concessionárias ou permissionárias do serviço público de distribuição do Sistema Interligado Nacional - SIN, com mercado inferior a 500 GWh/ano, conforme disposições do Decreto 5.163 de 30.07.2004.
Situação: revogada
Data de publicação: 2005-12-22

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL 

## RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 206, DE 22 DE DEZEMBRO DE 2005. 

Estabelece as condições gerais para a contratação do suprimento de energia elétrica pelas concessionárias ou permissionárias de serviço público de distribuição do Sistema Interligado Nacional-SIN, com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, conforme disposições do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004. 

## Nota Técnica 

## Nota Técnica Complementar 

## Texto Compilado 

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no art. 2º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, nos arts. 17 e 18 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, no art. 51 do Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002, no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, no Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004, no Decreto nº 5.249, de 20 de outubro de 2004, nas Resoluções ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999, nº 236, de 20 de maio de 2003, nas Resoluções Normativas nº 166 e nº 167, ambas de 10 de outubro de 2005, o que consta do Processo nº 48500.003758/04-47, e considerando que: 

a Resolução nº 236, de 20 de maio de 2003, estabeleceu as condições gerais para a contratação do suprimento de energia elétrica pelas concessionárias de distribuição do Sistema Interligado Nacional-SIN, com mercado próprio inferior a 300 GWh/ano, para atender  disposições da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 

a regulamentação da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, por meio do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, estendeu as condições de contratação às concessionárias ou permissionárias com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, bem como estipulou novas regras para tais contratações; 

em função da Audiência Pública nº 048, realizada na forma presencial em 17 de fevereiro de 2005, com entrega de contribuições no período de 27 de dezembro de 2004 a 10 de fevereiro de 2005, foram recebidas sugestões de agentes do setor de energia elétrica, as quais contribuíram para o aprimoramento deste ato regulamentar; e 

a Resolução Normativa nº 166, de 10 de outubro de 2005, estabeleceu as disposições consolidadas, relativas ao cálculo da tarifa de energia elétrica (TE) e da tarifa de uso dos sistemas de distribuição (TUSD), resolve: 

**Art. 1º** Estabelecer, na forma que se segue, as condições gerais para a contratação do suprimento de energia elétrica pelas concessionárias ou permissionárias de serviço público de distribuição do Sistema Interligado Nacional-SIN, com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, conforme disposições do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004. **CAPÍTULO I DAS DEFINIÇÕES** 

**Art. 2º** Para os fins e efeitos desta Resolução são adotados os termos e respectivos conceitos a seguir: 

I - Agente da CCEE: concessionária ou permissionária de serviços e instalações de energia elétrica e consumidores livres, integrantes da CCEE e sujeitos às obrigações e direitos previstos na Convenção, nas Regras e nos Procedimentos de Comercialização; 

II - Agente de Distribuição: titular de concessão ou permissão para distribuição de energia elétrica a consumidor final ou a Unidade Suprida, exclusivamente de forma regulada; 

III - Agente Vendedor: titular de concessão, permissão ou autorização do Poder Concedente para gerar, importar ou comercializar energia elétrica; 

IV - Ambiente de Contratação Livre - ACL: segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica, objeto de contratos bilaterais livremente negociados, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização específicos; 

V - Ambiente de Contratação Regulada - ACR: segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica entre Agentes Vendedores e Agentes de Distribuição, precedidas de licitação, ressalvados os casos previstos em lei, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização específicos; 

VI - Consumidor Livre: aquele que tenha exercido a opção de compra de energia elétrica, conforme as condições previstas nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 

VII - Consumidor Potencialmente Livre: aquele que, a despeito de cumprir as condições previstas no art.15 da Lei nº 9.074, de 1995, é atendido de forma regulada; 

VIII - CCE: Contrato de Compra e Venda de Energia, celebrado entre a Unidade Suprida e a atual Unidade Supridora, estabelecendo as condições gerais para a comercialização, com tarifa regulada, da totalidade ou de parte da energia requerida pela Unidade Suprida; 

IX - CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado, celebrado entre cada Agente Vendedor e todos os Agentes de Distribuição compradores; 

X – CCD: Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição, celebrado entre a Unidade Suprida e a concessionária de distribuição acessada, estabelecendo as condições para a conexão à rede de distribuição e definindo os direitos e as obrigações das partes; 

XI – CCT: Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão, celebrado entre a Unidade Suprida e a concessionária detentora das respectivas instalações de transmissão, com interveniência do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, definindo os direitos e as obrigações das partes; 

XII – CUSD: Contrato de Uso do Sistema de Distribuição, celebrado entre a Unidade Suprida e a concessionária de distribuição acessada, estabelecendo os montantes e as condições de uso por ponto de conexão e nível de tensão do sistema de distribuição, bem como os correspondentes direitos e obrigações operacionais envolvidos; 

XIII – CUST: Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, celebrado entre a Unidade Suprida e o ONS, estabelecendo os montantes de uso contratados por ponto de conexão, os termos e as condições gerais para o uso das instalações de transmissão; 

XIV - Convenção de Comercialização de Energia Elétrica: instituída pela ANEEL por intermédio da Resolução Normativa nº 109, de 26 de outubro de 2004, estabelecendo as condições de comercialização de energia elétrica e as bases de organização, funcionamento e atribuições da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE; 

XV – MCSD: Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits: processo de realocação de sobras e déficits de montantes de energia elétrica, contratados no ACR, proveniente de empreendimento de geração existente; 

XVI - Procedimentos de Comercialização: conjunto de normas aprovadas pela ANEEL e que definem condições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de energia elétrica na CCEE; 

XVII - Regras de Comercialização: conjunto de regras operacionais e comerciais, incluindo formulações algébricas, definidas pela ANEEL, aplicáveis à comercialização de energia elétrica na CCEE; 

XVIII – TE: Tarifa de Energia Elétrica, homologada pela ANEEL, aplicável ao faturamento mensal referente ao suprimento à concessionária ou permissionária de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; 

XIX– TF: Tarifa de Fornecimento, homologada pela ANEEL, aplicável ao faturamento mensal de energia elétrica dos consumidores cativos, composta pelos valores relativos à tarifa de energia elétrica (TE) e à tarifa de uso dos sistemas de distribuição (TUSD); 

XX – TUSD: Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição, formada por componentes específicos conforme Resolução Normativa nº 166, de 10 de outubro de 2005; 

XXI – TUST - Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão, na forma TUST RB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUST FR, referente ao uso de instalações de Fronteira com a Rede Básica; 

XXII – Unidade Suprida: concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição com mercado próprio seja inferior a 500 GWh/ano; 

XXIII - Unidade Supridora: concessionária de serviço público de distribuição ou de geração, inclusive produtor independente de energia, responsável pelo suprimento atual da totalidade ou de parte da energia elétrica à Unidade Suprida; 

XXIV – VR: Valor Anual de Referência, calculado pela ANEEL para regular o repasse, às tarifas dos consumidores finais, do custo de aquisição de energia elétrica; 

XXV – Geração Distribuída: modalidade de aquisição de energia elétrica passível de ser contratada pela Unidade Suprida nos termos do art. 14 do Decreto nº 5.163, de 2004; e 

XXVI – Preço de Liquidação de Diferenças - PLD: preço a ser divulgado pela CCEE, calculado antecipadamente, com periodicidade máxima semanal e com base no custo marginal de operação, limitado por preços mínimo e máximo, vigente para cada período de apuração, por submercado, pelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo. 

## **CAPÍTULO II DA CONCESSIONÁRIA OU PERMISSIONÁRIA DE SERVIÇO PÚBLICO DE DISTRIBUIÇÃO COM MERCADO PRÓPRIO INFERIOR A 500 GWh/ANO** 

**Art. 3º** A classificação da concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, como Unidade Suprida, será realizada pela ANEEL, a cada ano, com base na avaliação do respectivo mercado próprio no ano civil anterior. 

§ 1º Para 2005 e 2006, as Unidades Supridas ficam classificadas conforme os Anexos I e II desta Resolução. 

§ 2º Nos anos subseqüentes, a avaliação será realizada no mês de abril do ano anterior e o respectivo resultado publicado por meio de Resolução específica da ANEEL. 

§ 2[ o ] Nos anos subseqüentes, a avaliação será realizada no mês de abril do ano anterior e o respectivo resultado publicado por meio de Despacho específico do Superintendente de Regulação Econômica da ANEEL. (Redação dada pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

**Art. 4º** A Unidade Suprida poderá adquirir energia elétrica nas seguintes modalidades: 

I - por meio de leilões de compra, realizados no ACR; II - de empreendimentos de geração distribuída; III - do seu atual agente supridor, com tarifa regulada; e/ou IV - mediante processo de licitação pública por ela promovido. 

## **CAPÍTULO III** 

## **DA AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA POR MEIO DOS LEILÕES DE COMPRA REALIZADOS NO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA** 

**Art. 5º** A Unidade Suprida poderá optar pela contratação em leilão realizado no ACR, para atendimento total ou parcial de seu mercado, mediante Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, devendo este ser registrado na ANEEL e na CCEE. 

Parágrafo único. O repasse, às tarifas dos consumidores finais, do custo de aquisição de energia elétrica por meio dos leilões de que trata este artigo será realizado nos termos dos arts. 34 a 46 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004. 

**Art. 6º** No caso de opção pela modalidade definida no art. 5º, para atendimento de parte de seu mercado, a energia elétrica complementar deverá ser contratada conforme as modalidades e condições definidas nos Capítulos IV, V e VI desta Resolução. 

## **CAPÍTULO IV DA AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PROVENIENTE DE EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA** 

**Art. 7º** A Unidade Suprida poderá optar pela aquisição de energia elétrica de geração distribuída (GD), cujo montante total não poderá exceder a 10% (dez por cento) da respectiva carga, verificado no momento da contratação e com base nos 12 (doze) meses precedentes. 

§ 1º Para fins de verificação do limite de que trata o caput, será considerada como carga a energia necessária ao atendimento de consumidores finais, de outros agentes de distribuição, para a cobertura do montante das perdas na Rede Básica, assim como das perdas técnicas e não técnicas nos sistemas de distribuição. 

§ 2º A ANEEL autorizará o repasse, às tarifas dos consumidores finais, do preço da energia elétrica de que trata este artigo, observando o disposto no § 3º, art. 3º, da Resolução Normativa nº 167, de 10 de outubro de 2005. 

**Art. 8º** O contrato de compra e venda de energia elétrica de geração distribuída deverá prever que, em caso de atraso no início da operação comercial ou de indisponibilidade da unidade geradora, a Unidade Suprida poderá adquirir energia no mercado de curto prazo, nos termos do art. 8º da Resolução Normativa nº 169, de 10 de outubro de 2005. 

**Art. 9º** Caso a geração distribuída seja oriunda de processo de desverticalização, a Unidade Suprida deverá observar as condições de contratação definidas pelo art. 2º da Resolução Normativa nº 167, de 2005. 

**Art. 10.** No caso de opção pela modalidade definida no art. 7º, para atendimento de parte de seu mercado, a energia elétrica complementar deverá ser contratada conforme as modalidades e condições definidas nos Capítulos III, V e VI desta Resolução. **CAPÍTULO V DA AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO ATUAL AGENTE SUPRIDOR COM TARIFA REGULADA** 

## **Seção I Dos Tipos de Contrato** 

**Art. 11.** A Unidade Suprida que optar pela continuidade da aquisição de energia elétrica do atual agente supridor, para atendimento total ou parcial de seu mercado, deverá firmar o Contrato de Compra e Venda de Energia – CCE, além dos contratos de conexão e de uso, conforme condições definidas no Capítulo VII desta Resolução. 

§ 1º Fica facultado à Unidade Suprida, atualmente contratada com mais de uma Unidade Supridora, adquirir energia elétrica apenas de uma delas, respeitado o disposto no art. 16 do Decreto nº 5.163/2004. 

§ 2º Os contratos de que trata o caput deverão considerar as tarifas estabelecidas no Anexo III desta Resolução e os eventuais componentes financeiros, as quais serão revisadas de acordo com os seguintes critérios: 

I – quando a supridora for concessionária ou permissionária de distribuição: conforme as disposições dos arts. 3º e 6º da Resolução Normativa nº 166, de 2005; e 

II – quando a supridora for empresa de geração: com base no VR vigente, a partir do terceiro reajuste anual ou na revisão periódica das tarifas da suprida, o que ocorrer primeiro após a data de publicação da Resolução Normativa nº 166, de 2005. 

II – quando a supridora for empresa de geração: a partir do primeiro reajuste anual ou na revisão periódica das tarifas da Unidade Suprida, o que ocorrer primeiro, após a data de publicação desta Resolução, a tarifa de energia será reajustada anualmente pela variação acumulada do Índice de Preços do Consumidor Amplo – IPCA. (Redação dada pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

§ 3[o ] No suprimento à cooperativa de eletrificação rural enquadrada como permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, os Contratos de Compra e Venda de Energia (CCE) e de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) poderão considerar, até a primeira revisão tarifária periódica da Unidade Suprida, as tarifas iniciais (TE e TUSD) calculadas conforme metodologia da Resolução Normativa n[ o ] 205, de 2005. (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

§ 4º Na primeira revisão tarifária periódica da cooperativa enquadrada como permissionária será aplicado o disposto no art. 18 desta Resolução e, se necessário, para garantir a mesma condição econômica dos contratos de suprimento vigentes, poderá ser concedido desconto na TE, observando-se o seguinte: (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

I – a TE será fixada de forma a manter a despesa de suprimento (energia comprada e uso da rede de distribuição) vigente na data da revisão tarifária periódica da Unidade Suprida, com desconto limitado a 100%; (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

II – nos reajustes ou revisões tarifárias subseqüentes, a TE será calculada de acordo com a composição das seguintes parcelas anuais: (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

a) Parcela I, com base no valor da TE na Data do Reajuste Anterior – DRA, reajustada conforme art. 9[ o] da Resolução Normativa nº 166/05, com peso de 87,5%, 75%, 62,5%, 50%, 37,5%, 25%, 12,5% e 0%, respectivamente; e (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

b) Parcela II, com base na TE calculada conforme disposto nos arts. 3º e 6[ o] da Resolução Normativa nº 166/05, com peso de 12,5%, 25%, 37,5%, 50%, 62,5 %, 75%, 87,5% e 100%,  respectivamente. (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

## **Seção II Das Condições Contratuais** 

**Art. 12.** O CCE deverá dispor, no mínimo, sobre as seguintes condições: 

I – que o prazo de vigência será de 36 (trinta e seis) meses; 

II – que os montantes mensais de energia serão estabelecidos para os 36 (trinta e seis) primeiros meses do contrato; 

III – que a tarifa de energia elétrica (TE) será homologada pela ANEEL; 

IV – que os montantes de energia contratados deverão se referir ao somatório de todos os pontos de conexão da Unidade Suprida; 

V – que a revisão dos montantes contratados e conseqüente informação, ao atual agente supridor, deverá ser realizada em data estabelecida entre as partes; VI – que a saída de consumidor potencialmente livre do mercado da Unidade Suprida ensejará a possibilidade de redução dos montantes contratados, assim como a decorrente redução 

dos CCEARs da respectiva Unidade Supridora, nos termos do inciso I do art. 29 do Decreto nº 5.163, de 2004; e 

VII – que a declaração quanto a continuidade, ou não, do contrato, deverá ser formalizada, pela Unidade Suprida, com antecedência mínima de 12 (doze) meses em relação ao prazo final do instrumento contratual. 

§ 1º Excepcionalmente, o primeiro CCE deverá estabelecer a vigência de 12 (doze) meses, observando as disposições dos incisos III, IV e VI, além de atender as seguintes condições: 

I – caso a opção da Unidade Suprida seja pela continuidade da aquisição da energia do atual agente supridor, deverá firmar novo contrato, este pelo prazo de 24 (vinte e quatro) meses e observando as disposições dos incisos III a VII do caput; 

II – em caso contrário, deverá firmar termo aditivo ao primeiro CCE com vigência de 12 (doze) meses a contar da respectiva declaração formal; e 

III – o exercício da opção quanto a continuidade da aquisição de energia do atual agente supridor poderá ser formalizado ao longo dos meses de vigência do primeiro CCE. 

§ 2º A renovação do contrato a que alude o inciso I do § 1º deverá observar o prazo de 36 (trinta e seis) meses e as demais condições de que tratam os incisos do caput. 

**Art. 13.** No caso da Unidade Suprida adquirir energia elétrica exclusivamente do atual agente supridor, o faturamento do montante mensal contratado deverá ser realizado de acordo com os seguintes critérios: 

I – a energia efetivamente recebida será o total medido, descontados os montantes vinculados a: 

a) o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; 

b) os contratos de consumidores livres, atendidos por outros agentes, na área da Unidade Suprida; e 

c) a geração própria sob o regime de serviço público, destinada, na sua totalidade, ao atendimento do mercado da Unidade Suprida; 

II - será permitida faixa de tolerância entre 85% e 115% em relação ao montante mensal contratado, na qual o montante efetivamente recebido será valorado pela tarifa de energia elétrica (TE); 

III – quando o montante efetivamente recebido estiver acima do limite superior da faixa de tolerância, sobre a ultrapassagem será cobrado, a título de penalidade, um valor correspondente a 3 (três) vezes a tarifa de energia elétrica (TE), adicionalmente ao faturamento de 115% do montante mensal contratado; e 

IV - quando o montante efetivamente recebido estiver abaixo do limite inferior da faixa de tolerância, o faturamento deverá ser pelo montante correspondente a 85% do montante contratado, valorado pela tarifa de energia elétrica (TE). 

§ 1º A penalidade referida no inciso III não gera direito de repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica da Unidade Suprida. 

§ 2º O montante correspondente à diferença entre 85% do valor contratado e o efetivamente recebido, nos termos do inciso IV, deverá ser valorado ao PLD do respectivo submercado no mês de referência, sendo o resultado deduzido da fatura a ser apresentada pela Unidade Supridora, observados os prazos de contabilização da CCEE. 

§ 3º Caso a Unidade Suprida seja Agente da CCEE não se aplica o disposto neste artigo, situação em que devem ser aplicadas as regras e os procedimentos de comercialização daquela Câmara. 

**Art. 14.** No caso de opção da Unidade Suprida pela modalidade de contratação definida no art. 11, para atendimento de parte de seu mercado, a energia complementar necessária deverá ser contratada conforme modalidades e condições definidas nos Capítulos III, IV e VI. 

## **CAPÍTULO VI DA AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA MEDIANTE PROCESSO DE LICITAÇÃO PÚBLICA PROMOVIDO PELA UNIDADE SUPRIDA** 

**Art. 15.** A Unidade Suprida poderá optar pela aquisição de energia elétrica, para atendimento total ou parcial de seu mercado, mediante licitação pública por ela promovida. 

Parágrafo único. O procedimento de que trata o caput deverá obedecer a regulamento próprio, elaborado pela Unidade Suprida e homologado pela ANEEL, e o contrato decorrente registrado na CCEE para os fins previstos na Convenção, nas Regras e nos Procedimentos de Comercialização. 

Parágrafo único.  O procedimento de que trata o caput deverá obedecer a regulamento próprio, elaborado pela Unidade Suprida e assegurar publicidade, transparência e igualdade de acesso aos interessados, e o contrato decorrente registrado na CCEE para os fins previstos na Convenção, nas Regras e nos Procedimentos de Comercialização. (Redação dada pela REN ANEEL 227 de 25.07.2006) 

**Art. 16.** O repasse do custo de aquisição, aos consumidores finais, dos montantes contratados mediante licitação pública, será limitado ao custo da energia elétrica proveniente da Unidade Supridora, com tarifas reguladas pela ANEEL. 

**Art. 17.** No caso de opção da Unidade Suprida pela modalidade de contratação definida no art. 15, para atendimento de parte de seu mercado, a energia elétrica complementar necessária deverá ser contratada conforme modalidades definidas nos Capítulos III, IV e V. 

**CAPÍTULO VII** 

## **DOS CONTRATOS DE CONEXÃO E DE USO** 

**Art. 18.** A Unidade Suprida que optar pela aquisição de energia elétrica, para atendimento total ou parcial de seu mercado, de acordo com qualquer uma das 4 (quatro) modalidades definidas nesta Resolução deverá firmar, além dos contratos indicados nos Capítulos III, IV, V e VI, os seguintes: 

I – Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição – CCD e/ou Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCT; e 

II – Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD e/ou Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST. 

§ 1º Os contratos de que tratam os incisos I e II deste artigo deverão estar de acordo com as condições gerais de contratação e faturamento estabelecidas na Resolução nº 281, de 1999, observado o disposto no art. 19 desta Resolução. (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

§ 2º Os Contratos de Uso do Sistema de Distribuição deverão considerar as tarifas estabelecidas no Anexo III desta Resolução e os eventuais componentes financeiros, as quais serão revisadas conforme disposições da Resolução Normativa nº 166, de 2005, e considerando os seguintes critérios: (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

I – a TUSD aplicada às concessionárias e permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano será calculada considerando apenas as componentes Fio – A, Perdas Técnicas e Encargos do Serviço de Distribuição, considerando que até a próxima Revisão Tarifária da Unidade Supridora: (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

a) o valor correspondente ao desconto de 100% na TUSD – Fio B será repassado aos consumidores finais da Unidade Supridora como componente financeiro externo ao reajuste anual das tarifas de fornecimento; e (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

b) uma vez definido, pelo planejamento setorial, que a melhor alternativa técnica e econômica para atendimento elétrico da unidade suprida seja a conexão da rede desta concessionária ou permissionária ao sistema de transmissão, o desconto de 100% na TUSD – Fio B será retirado integralmente a partir da data prevista para a efetivação da referida conexão. (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

II – a partir da próxima Revisão Tarifária Periódica da Unidade Supridora, adicionalmente à TUSD calculada conforme inciso I, será definido um encargo correspondente aos custos de compartilhamento dos ativos de distribuição da Unidade Supridora envolvidos diretamente no atendimento à Unidade Suprida, considerando os parâmetros da metodologia da revisão tarifária periódica, de forma a garantir a cobertura da remuneração, da quota de reintegração e dos custos operacionais dos respectivos ativos. (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

§ 3º O encargo a que se refere o inciso II do §2º deste artigo deverá ser proposto à ANEEL em comum acordo entre as partes e aprovado na Resolução Homologatória do reajuste anual ou da revisão periódica das tarifas da Unidade Suprida, devendo ser reajustado anualmente pela variação acumulada do IGP-M e revisto sempre que houver ampliação das instalações para o atendimento da Unidade Suprida. (Incluído pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

**Art. 19.** A Unidade Suprida poderá rever anualmente os montantes contratados de uso do sistema, observadas as seguintes condições: 

I - no caso dos sistemas de distribuição: os novos montantes deverão ser informados à concessionária de distribuição local, com antecedência mínima de 15 dias em relação à data de revisão dos respectivos montantes contratados junto ao ONS, respeitada a capacidade do sistema de distribuição; e 

II - no caso dos sistemas de transmissão: os novos montantes deverão ser informados ao ONS, de acordo com os prazos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. 

§ 1º Será aplicada, à parcela de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição que exceder 10% (dez por cento) do montante contratado por nível de tensão, a título de penalidade, o valor correspondente a 3 (três) vezes a respectiva tarifa de uso. 

§ 1º Será aplicada, à parcela de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição que exceder a 10% (dez por cento) do montante contratado por ponto de conexão, a título de penalidade, o valor correspondente a 3 (três) vezes a TUST ou TUSD vigente. (Redação dada pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006) 

§ 2º A penalidade referida no § 1º não gera direito de repasse às tarifas de fornecimento da Unidade Suprida. 

Art.19-A Para as cooperativas de eletrificação rural regularizadas como permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica cujas tarifas básicas e iniciais foram definidas pela aplicação da metodologia do SINCOOR (Sistema de Informações de Mercado das Cooperativas de Eletrificação Rural a serem regularizadas como Permissionárias), nos moldes da Resolução nº 205, de 22 de dezembro de 2005, a demanda faturável em cada ponto de conexão será correspondente ao valor da demanda medida, independentemente do valor da demanda contratada. (Incluído pela REN ANEEL 353 de 17.02.2009). 

§1º O disposto no caput tem validade desde a data de homologação do Contrato de Permissão Para Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica até a primeira revisão tarifária ordinária da permissionária, quando a demanda faturável passará a ser calculada conforme os regulamentos vigentes. (Incluído pela REN ANEEL 353 de 17.02.2009). 

§2º Os eventuais valores pagos a mais pelas permissionárias até a data de publicação desta Resolução, em função da aplicação de outra regra para o cálculo da demanda faturável, deverão ser convertidos em créditos nas próximas faturas. (Incluído pela REN ANEEL 353 de 17.02.2009). 

§3º Em até 60 (sessenta) dias após a publicação desta Resolução, as permissionárias abrangidas pelo caput devem providenciar o aditamento dos respectivos contratos de uso (CUSD ou CUST) de cada ponto de conexão, contemplando o disposto neste artigo. (Incluído pela REN ANEEL 353 de 17.02.2009). 

§4º Para as permissionárias não citadas no caput, a demanda faturável deve ser calculada conforme os regulamentos vigentes. (Incluído pela REN ANEEL 353 de 17.02.2009). 

## **CAPÍTULO VIII DAS DISPOSIÇÕES FINAIS** 

**Art. 20.** A saída da Unidade Suprida do mercado do atual agente supridor ensejará a possibilidade de redução dos CCEARs da respectiva Unidade Supridora, equiparando-se ao disposto no inciso I do art. 29 do Decreto nº 5.163, de 2004. 

**Art. 21.** As Unidades Supridas relacionadas nos Anexos I e II e que optarem pela aquisição de energia nos termos do art. 11, deverão firmar os respectivos contratos até 30 (trinta) dias após a data de publicação desta Resolução. 

§ 1º As Unidades Supridas que já firmaram contratos de acordo com a Resolução nº 236, de 20 de maio de 2003, deverão celebrar termo aditivo adaptando-o às disposições desta Resolução, no prazo a que se refere o caput. 

§ 2º O não cumprimento do disposto neste artigo implicará aplicação de penalidade nos conforme dispõe o art. 4º da Resolução nº 63, de 12 de maio de 2004. 

**Art. 22.** O disposto nas Resoluções nº 447, de 27 de novembro de 2000, nº 44 e nº 45, ambas de 1º de fevereiro de 2001, e nº 173, de 10 de maio de 2001, não se aplica às Unidades Supridas de que trata esta Resolução. 

**Art. 23.** Fica revogada a Resolução nº 236, de 20 de maio de 2003. 

**Art. 24.** Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação. 

## JERSON KELMAN 

Este texto não substitui o publicado no D.O. de 26.12.2005, seção 1, p. 103, v. 142, n. 247 e os retificados no D.O. de 28.12.2005 e 16.01.2006. 

(Revogado pela REN ANEEL 607 de 18.03.2014) 

## **ANEXO I À RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 206 DE 22 DE DEZEMBRO DE 2005** 

## **Unidades Supridas para 2005 e 2006** 

|||Unidades Supridas||Mercado próprio (GWh)<br>Ano de 2003|Mercado próprio (GWh)<br>Ano de 2003|Mercado próprio (GWh)<br>Ano de 2003|
|---|---|---|---|---|---|---|
|||||erc|||
||||||no||
||1. Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. – EFLJC|||||15,9|
||2. Força e Luz Coronel Vivida Ltda. – FORCEL|||||22,1 |
||3. Muxfeldt, Marin & Cia. Ltda.|||||26,9|
||4. Usina Hidrelétrica Nova Palma Ltda. – UHENPAL|||||48,5 |
||5. Empresa Força e Luz de Urussanga Ltda. – EFLUL|||||51,1 |
||6. Hidroelétrica Panambi S/A – HIDROPAN|||||64,2 |
||7. Companhia Hidroelétrica São Patrício – CHESP|||||64,4 |
||8. Departamento Municipal de Energia de Ijuí – DEMEI|||||82,7 |
||9. Cooperativa Aliança  –  COOPERALIANÇA|||||108,1 |
||10. Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica  Ltda.|||||124,6 |
||11. Centrais Elétricas de Carazinho S/A – ELETROCAR|||||141,8 |
||12. Companhia Campolarguense de Energia– COCEL|||||173,8 |
||13. Companhia Luz e Força  Mococa – CLFM|||||167,1 |
||14. Companhia Sul Sergipana de Eletricidade – SULGIPE|||||183,9|
||15. Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO|||||204,3 |
||16. Companhia Paulista de Energia Elétrica – CPEE|||||254,6 |
||17. Empresa de Luz e Força Santa Maria S/A – ELFSM|||||274,1 |
||18. Departamento Municipal de Eletricidade de<br>Poços de Caldas – DME|||||276,1|
||19. Companhia de Eletricidade Nova Friburgo – CENF|||||276,5 |
||20. Companhia Sul Paulista de energia – CSPE|||||334,3 |
||21. Companhia Nacional de energia Elétrica – NACIONAL|||||373,1 |
||22. Companhia Jaguari de Energia – CJE|||||398,9|

## **ANEXO II À RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 206, DE 22 DE DEZEMBRO DE 2005** 

## **Unidades Supridas e Supridoras para 2005 e 2006** 

|||Unidades Supridas<br>(mercadopróprio menorque 500 GWh em 2003)|||Unidades Supridoras|
|---|---|---|---|---|---|
||Centrais Elétricas de Carazinho S/A – ELETROCAR|||Rio Grande Energia S/A – RGE||
||Companhia Campolarguense de Energia – COCEL|||Companhia Paranaense de Energia – COPEL||
||Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO|||Companhia Paranaense de Energia – COPEL||
||Companhia Hidroelétrica São Patrício – CHESP|||Companhia Energética de Goiás – CELG||
||Companhia Luz e Força de Mococa – MOCOCA|||Companhia Energética de São Paulo – CESP||
||Cooperativa Aliança  –  COOPERALIANÇA|||Cti Eléti d St Cti – CELESC||
|||||enras rcas e ana aarna||
||Companhia Paulista de Energia Elétrica – CPEE|||Companhia Energética de São Paulo – CESP||
||Companhia Sul Sergipana de Eletricidade –<br>SULGIPE|||Companhia Energética de Sergipe –<br>ENERGIPE<br>Companhia Hidro Elétrica São Francisco –<br>CHESF||
||Departamento Municipal de Eletricidade de<br>Poços de Caldas – DME|||Companhia Energética de Minas Gerais –<br>CEMIG<br>Companhia Energética de São Paulo – CESP||
||Dtt Miil d Ei d Ií – DEMEI|||Rio Grande Energia S/A – RGE||
||eparameno uncpa e nerga eju|||||
||Empresa de Luz e Força Santa Maria S/A – ELFSM|||Espírito Santo Centrais Elétricas S/A –<br>ESCELSA||
||Empresa Força e Luz João Cesa Ltda – EFLJC|||Cti Eléti d St Cti – CELESC||
|||||enras rcas e ana aarna||
||Empresa Força e Luz de Urussanga Ltda. – EFLUL|||Cti Eléti d St Cti – CELESC||
|||||enras rcas e ana aarna||
||Força e Luz Coronel Vivida Ltda. – FORCEL|||Companhia Paranaense de Energia – COPEL||
||Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica  Ltda|||Cti Eléti d St Cti – CELESC||
|||||enras rcas e ana aarna||
||Hidroelétrica Panambi S/A – HIDROPAN|||Rio Grande Energia S/A – RGE||
||Muxfeldt, Marin & Cia. Ltda.|||Rio Grande Energia S/A – RGE||
||Usina Hidrelétrica Nova Palma Ltda. – UHENPAL|||AES – SUL||
||Companhia de Eletricidade Nova Friburgo – CENF|||AMPLA Energia e Serviços S.A. – AMPLA||
||Companhia Sul Paulista de energia – CSPE|||Companhia Energética de São Paulo – CESP||
||Companhia Nacional de energia Elétrica –<br>NACIONAL|||AES Tietê S/A||
||Companhia Jaguari de Energia – CJE|||Companhia Energética de São Paulo – CESP||

“ANEXO III À RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 206, DE 22 DE DEZEMBRO DE 2005” 

Tarifa de Energia Elétrica – TE, Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão – TUST, a serem consideradas nos respectivos contratos. 

||||||||||||||||Financeiros|Financeiros|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||||||||||Tensão||TUSD(*)|TE|||||
||Suprida|||Supridora Distribuidora|||||||||||sobre TE e||
|||||||||||(kV)|(R$/kW)|R$/MWh|||||
|||||||||||||()||||TUSD|
||||||||||||||||||
|E|LETROCAR|||||||RGE||69|17,64||49,99|||4,90%|
||COCEL|||||COPEL||||13,8 |33,89||16,34|||0,00%|
||CFLO|||||COPEL||||34,5 |27,16||27,94|||0,00%|
||CHESP||||||CELG|||34,5 |25,46||22,64|||4,98%|
|COOPERALIANÇA ||||||CELESC||||13,8 |23,13||42,61|||0,00%|
||SULGIPE||||E|NERGIPE||||69|19,14||51,44|||-0,69% |
||SULGIPE||||E|NERGIPE||||13,8 |42,49||10,10|||-0,69% |
||DMEPC|||||CEMIG||||13,8 |35,56||19,94|||5,86%|
||DEMEI|||||||RGE||13,8 |35,89||12,36|||4,90%|
||ELFSM|||||ESCELSA||||69|22,96 ||43,99|||0,00%|
||ELFSM|||||ESCELSA||||138|13,45||69,26|||0,00%|
||EFLJC|||||CELESC||||13,8 |22,92 ||40,73|||0,00%|
||EFLUL|||||CELESC||||13,8 |23,61||40,53|||0,00%|
||FORCEL|||||COPEL||||34,5 |23,31||30,21|||0,00%|
||IGUAÇU |||||CELESC||||13,8 |27,87||32,56|||0,00%|
||||||||||||||||||
|H|IDROPAN|||||||RGE||13,8 |36,18||15,48|||4,90%|
|M|UXFELDT|||||||RGE||13,8 |36,10||14,67|||4,90%|
||UHENPAL|||||AES SUL||||13,8 |20,63||53,73|||0,08%|
||CENF|||||AMPLA||||69|30,93||35,59|||0,47%|
||||||||||||||||||
||||||||||||||||||
||||||||||Tensão||TUST||TE||Financeiros||
||Suprida||||Supridora Geradora||||||||||||
|||||||||||(kV)|(R$/kW)|(R$/MWh)|||sobre TE.||
||||||||||||||||||
||||||||||||||||||
||DMEPC||||||CESP|||138|5,152||106,27|||0,00%|
||SULGIPE|||||CHESF||||69|4,208||70,81|||0,00%|
||MOCOCA||||||CESP|||138|6,910||90,26|||0,66%|
||CPEE||||||CESP|||138|14,242||69,87|||0,72%|
||CSPE||||||CESP|||138|8,097 ||70,48|||0,66%|
|N|ACIONAL||||A|ES TIETÊ||||138|6,279||71,18|||0,00%|
||||||||||||||||||
|||CJE|||||CESP|||138|7,140||70,30|||0,64%|

(*) Incluído o custo de conexão aos sistemas de distribuição. 

## ANEXO III 

||ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|ANEXO III|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|Tarifa|d Ei Eléti – TE Tif d U d Sit d Ditibiã – TUSD  Tif d U d|||||||||||||||||||||||||||||||
||e nerga rca  , ar|||||||||||a e so os semas e sruço   e ara e so os||||||||||||||||||||
|||||Sit d Tiã||||||||TUST, a serem consideradas nos respectivos contratos.||||||||||||||||||||
|||||semas e|ransmsso|||||||, a se|||e|m cons||||raas nos respecvos conra||||||||||||
|||||||||||||||||||||||||||||||Financeiros||
|||||||||||||||||TUSD(*)  ||||(R$/kW)||||||||||||
||||||Supridora<br>|||||||||||||||||||||TE<br>||||||
|||||||||||||Tensão<br>||||||||||||||||||sobre TE e||
||||||Distribuidora||||||||(kV)||Ponta||||||Fora de Ponta|||||(R$/MWh)|||||<br>TUSD|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|EL|ETROCAR||||||RGE||||||69||7,92 |||||||||0,90 ||||118,56|||4,90%|
||COCEL||||COPEL||||||||13,8 ||9,99|||||||||2,04||||99,60|||0,00%|
||COCEL||||COPEL||||||||34,5 ||8,75|||||||||1,63||||99,60|||0,00%|
||COCEL||||COPEL||||||||138||6,37|||||||||0,57||||99,60|||0,00%|
||CFLO||||COPEL||||||||34,5 ||8,75|||||||||1,63||||99,60|||0,00%|
||CFLO||||COPEL||||||||13,8 ||9,99|||||||||2,04||||99,60|||0,00%|
||CHESP|||||CELG|||||||34,5 ||7,75|||||||||0,89||||83,07|||4,98%|
|COOPERALIANÇA |||||CELESC||||||||13,8 ||7,24|||||||||1,00||||99,66|||0,00%|
||SULGIPE||||ENERGIPE||||||||69||4,23|||||||||0,63||||77,84|||-0,69%|
||SULGIPE||||ENERGIPE||||||||13,8 ||6,83|||||||||1,63||||77,84|||-0,69%|
||DMEPC||||CEMIG||||||||13,8 ||7,71|||||||||1,14||||90,15|||5,86%|
||DEMEI||||||RGE||||||13,8 ||11,49|||||||||2,28||||118,56|||4,90%|
||ELFSM||||ESCELSA||||||||69||6,63|||||||||0,61||||87,35|||0,00%|
||ELFSM||||ESCELSA||||||||138||5,67|||||||||0,29||||87,35|||0,00%|
||EFLJC||||CELESC||||||||13,8 ||7,24|||||||||1,00||||99,66|||0,00%|
||EFLUL||||CELESC||||||||13,8 ||7,24|||||||||1,00||||99,66|||0,00%|
||FORCEL||||COPEL||||||||13,8 ||10,75|||||||||2,04||||79,65|||0,00%|
||IGUAÇU ||||CELESC||||||||13,8 ||9,00|||||||||1,17||||99,66|||0,00%|
|H|IDROPAN||||||RGE||||||13,8 ||11,49|||||||||2,28||||118,56|||4,90%|
|M|UXFELDT||||||RGE||||||13,8 ||11,49|||||||||2,28||||118,56|||4,90%|
|U|HENPAL||||AES SUL||||||||13,8 ||7,05|||||||||0,90 ||||95,10|||0,08%|
||CENF||||AMPLA||||||||69||11,01|||||||||1,56||||101,72|||0,47%|
||CENF||||AMPLA||||||||138||749|||||||||0,50||||101,72|||0,47%|
||||||||||||||||,|||||||||||||||||
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|||||||||||||||||||Tensão||||||TUST||||TE||Financeiros||
||Suprida|||||||Supridora Geradora||||||||||||||||||||||||
||||||||||||||||||||(kV)||||(R$/kW)||(R$/MWh)|||||sobre TE.||
|||||||||||||||||||||||||||||||||
||DMEPC||||||||||CESP||||||||138|||||5,152|||106,27||||0,00%|
||SULGIPE|||||||||CHESF|||||||||69|||||4,208||||70,81|||0,00%|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
||MOCOCA||||||||||CESP||||||||138|||||6,910||||90,26|||0,66%|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|||CPEE|||||||||CESP||||||||138|||||14,242||||69,87|||0,72%|
|||CSPE|||||||||CESP||||||||138|||||8,097 ||||70,48|||0,66%|
||NACIONAL||||||||AES TIETÊ||||||||||138|||||6,279||||71,18|||0,00%|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
||||CJE||||||||CESP||||||||138|||||7,140||||70,30|||0,64%|

(*) Incluído o custo de conexão aos sistemas de distribuição. (Redação dada pela REN ANEEL 243 de 19.12.2006)