Consolida os atos regulatórios relativos ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica; à participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE; e à apuração de indisponibilidade de unidade geradora ou de empreendimento de importação de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN e critérios de apuração e de verificação de lastro.
Situação: vigente
Data de publicação: 2022-07-26

## AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL 

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.033, DE 26 DE JULHO DE 2022 

Consolida os atos regulatórios relativos ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica; à participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE; e à apuração de indisponibilidade de unidade geradora ou de empreendimento de importação de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN e critérios de apuração e de verificação de lastro. 

## 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 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; na Lei nº 9.648, de 28 de maio de 1998; na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; na Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015; no Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; no Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; no Decreto nº 3.653, de 7 de novembro de 2000; no Decreto nº 5.025, de 30 de março de 2004; no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004; no Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004; e o que consta dos Processos nº 48500.000052/2004-32, 48500.001513/2004-49, 48500.001108/2007-73, 48500.006812/2009-09, 48500.002907/2010-89, 48500.005102/2012-59, 48500.005003/2020-87 e 48500.003434/2022-71 resolve: 

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

I – ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; 

II – ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 

III – aos critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE; e 

IV – à apuração de indisponibilidade de unidade geradora ou de empreendimento de importação de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN e critérios de apuração e de verificação de lastro. 

Art. 2º  Para os fins e aplicação do disposto nesta Resolução consideram-se as seguintes definições: 

I – Agente responsável é todo aquele detentor de registro, autorização ou concessão para produzir e/ou comercializar energia elétrica ou ainda o representante de um ou mais produtores de energia gerada a partir de empreendimentos hidrelétricos não despachados centralizadamente no âmbito do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; 

II – energia gerada: soma da produção de energia elétrica referente a cada uma das unidades geradoras da CGEE referida ao ponto de conexão com a rede de distribuição ou rede básica; 

III – ponto de conexão: ponto físico a partir do qual é considerado, para fins do respectivo contrato referente ao PROINFA, que a energia elétrica produzida na CGEE foi entregue ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 

TÍTULO I 

DO PROGRAMA DE INCENTIVO ÀS FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA ELÉTRICA - PROINFA 

DA ENERGIA DE REFERÊNCIA PARA BASE DE CONTRATAÇÃO DO PROINFA 

Art. 3º  Os procedimentos para o cálculo do montante correspondente à energia de referência de Central Geradora de Energia Elétrica - CGEE, correspondente ao montante passível de ser produzido pela central e que servirá de base para a contratação com a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS no âmbito do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA são definidos neste Capítulo. 

Art. 4º  No caso de Pequena Central Hidrelétrica - PCH, independentemente da opção de participação no MRE, a energia de referência é igual a energia assegurada estabelecida conforme a regulamentação em vigor na data da solicitação ou da respectiva revisão. 

Parágrafo único. Fica o agente responsável autorizado a utilizar a energia assegurada como base do cálculo da energia a ser contratada pela ELETROBRÁS no âmbito do PROINFA, independentemente da opção de participação no MRE. 

Art. 5º  A solicitação de cálculo da energia de referência para uma CGEE deverá ser formalizada pelo agente responsável e acompanhada, conforme cada caso, das seguintes informações: 

I – no caso de Usina Termelétrica - UTE a biomassa: 

a)o valor da potência instalada, em MW; 

b)o tipo de combustível utilizado; 

c)o valor esperado, para cada mês, do poder calorífico inferior - PCI do combustível utilizado em [kJ/kg] ou [kJ/Nm[3] ], conforme o caso; 

d)o valor esperado, para cada mês, do consumo do combustível (vazão mássica) destinado à central geradora ou cogeradora, conforme for o caso, em [kg/dia] ou [Nm[3] /dia], que devem levar em consideração as indisponibilidades forçadas e programadas; 

e)o valor esperado, para cada mês, do rendimento elétrico global obtido da razão entre a energia elétrica gerada e a energia térmica do combustível, sendo esta calculada com base no PCI e no consumo de combustível; 

II – no caso de Central Geradora Eolioelétrica - EOL: 

a)os dados apresentados no Anexo 7 do Guia de Habilitação Eólica, inclusive os valores esperados para a produção anual, em MWh/ano, e mensal, em MWh/mês, da energia elétrica, obtidos com base no disposto no Anexo I da Portaria MME nº 45, de 30 de março de 2004; 

b)o valor esperado da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada - TEIF e da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada - TEIP. 

III - No caso de PCH, deverá ser solicitado o cálculo do montante de energia assegurada conforme a regulamentação em vigor no ato da solicitação. 

Parágrafo único. Especificamente no que concerne a UTE, cuja participação no PROINFA seja resultante de ampliação, conforme o disposto nos incisos III e IV do art. 9º do Decreto 5.025, de 2004, deverão ser apresentados os parâmetros relacionados no inciso I deste artigo referidos à situação da central antes e após a referida ampliação. 

Art. 6º  O montante de energia de referência de cada CGEE, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado, conforme cada caso, por intermédio das seguintes equações: 

I– no caso de UTE a biomassa: 

ER (MWh/ano) – energia de referência da UTE; 

𝐸[̅] (kWmedio) − valor esperado da produção; 

_Ei_ (kWmedio) - capacidade de produção da UTE no mês i considerando-se o valor da vazão mássica Qi, do Poder Calorífico Inferior - PCI e do rendimento elétrico-global 𝜂𝑒𝑔𝑖 do mês correspondente; 

i – índice referente ao mês, de janeiro a dezembro; 

PCIi (kJ/kg ou kJ/Nm[3] ) - valor esperado para o mês i do poder calorífico inferior do combustível 

utilizado; 

Qi (kg/dia ou Nm[3] /dia) - valor esperado da média mensal do consumo diário do combustível (vazão mássica), destinado à produção de energia elétrica e a outros fins, quando for o caso, já levando em consideração as indisponibilidades forçada e programada; 

𝜂𝑒𝑔𝑖 (adimensional) - valor médio esperado do rendimento elétrico global, obtido da razão entre energia elétrica gerada e energia térmica do combustível, sendo esta calculada com base no PCI e no consumo do combustível; 

II– no caso de EOL: 

𝐸𝑅= 𝐸[̅ ] × (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃)(MWh/ano) 

Sendo: 

ER (MWh/ano) – energia de referência da EOL; 

𝐸[̅] (MWh/ano) – valor esperado da produção anual, considerando 100% de disponibilidade, obtido segundo o disposto no Anexo 7 do Guia de Habilitação Eolioelétrica, constante do Anexo 1 da Portaria MME nº 45, de 2004; 

TEIF (adimensional) - taxa equivalente de indisponibilidade forçada; e 

TEIP (adimensional) - taxa equivalente de indisponibilidade programada; 

§ 1º Especificamente no que concerne a UTE, cuja participação no PROINFA seja resultante de ampliação, conforme o disposto nos incisos III e IV do art. 9º do Decreto 5.025, de 2004, serão calculados os montantes de energia de referência correspondentes à situação da central antes e após a referida ampliação. 

§ 2º No caso específico da UTE referida no parágrafo anterior, o montante de energia contratada com a ELETROBRÁS deverá estar limitado à capacidade de produção associada à potência instalada adicional da planta. 

Art. 7º  O montante de energia de referência de uma CGEE será avaliado a cada 12 meses a partir da data de início da operação, devendo ser revisado sempre que a média da energia gerada for inferior a 70% do valor vigente da energia de referência. 

§ 1º A revisão do montante de energia de referência de uma CGEE, com exceção de PCH participante do MRE, será calculada da seguinte forma: 

onde: 

ERrev (MWh/ano) – montante revisto de energia de referência; 

Egeri (MWh) – quantidade mensal de energia gerada referente ao mês i, contemplando o período compreendido entre o primeiro mês de oferta de energia para o PROINFA e o décimo segundo mês correspondente ao último ano de faturamento; 

n – quantidade de meses de geração de energia elétrica (múltiplo de 12). 

NH (h) – quantidade de horas correspondente ao período contemplado pelos n meses da energia gerada. 

§ 2º No caso de PCH participante do MRE, a energia assegurada será revista conforme a regulamentação em vigor. 

§ 3º  A CCEE deverá enviar anualmente à ANEEL, após a contabilização do mês de dezembro, documento contendo planilha com o montante de energia gerado por cada CGEE, referente ao ano civil anterior. 

§ 4º Caso o valor vigente da energia de referência não tenha sido estabelecido com base na energia gerada, deverão ser descontados do mesmo os valores de consumo interno e de perda elétrica até o ponto de conexão, referentes à energia contratada no âmbito do PROINFA. 

Art. 8º  Excetuando-se o caso de PCH participante do MRE, a energia de referência de uma CGEE será revista, nos termos do disposto nos §§ 1º e 4º do art. 7º, se a média da energia gerada nos primeiros 24 meses de operação for inferior a 85% da energia de referência vigente. 

Art. 9º  A CGEE participante do PROINFA, independentemente da fonte utilizada, e mesmo aquela que contratar somente parte de sua produção, deverá possuir sistema de medição para faturamento que contemple, no mínimo, medição no(s) ponto(s) de conexão com a rede básica, ou rede de distribuição, observando-se o correspondente Procedimento de Rede e as outras normas aplicáveis ao caso. 

Parágrafo único. No caso de CGEE que disponibilizar apenas uma parte da energia gerada ao PROINFA, mesmo que não seja despachada centralizadamente, o sistema de medição para faturamento deverá contemplar, obrigatoriamente, além da medição no(s) ponto(s) de conexão com a rede básica, ou rede de distribuição, a medição em cada unidade geradora destinada ao PROINFA, no lado de baixa tensão do transformador. 

Art. 10.  Para cada EOL e PCH integrante do PROINFA devem ser arquivados os dados referentes à disponibilidade do recurso energético, para fins de fiscalização da ANEEL e ELETROBRÁS, conforme a seguir especificado: 

I - no caso de EOL, o agente responsável deve manter ao longo de todo o período do contrato, os dados horários de velocidade e direção de vento, devidamente consistidos, não sendo admitidas ausências de dados superiores a: 

a)360 (trezentos e sessenta) horas no total e 72 (setenta e duas) horas consecutivas, para cada ciclo de 12 (doze) meses; e 

b)2.160 (dois mil cento e sessenta) horas, considerando todo o período de contrato. 

II- no caso de PCH, o agente responsável deve manter os dados de vazão, conforme o disposto na Resolução Conjunta nº 3, de 10 de agosto de 2003; 

III– no caso de UTE, o agente responsável deve manter dados mensais referentes ao consumo, em [kg/dia] ou [Nm[3] /dia], e ao PCI, em [kJ/kg] ou [kJ/Nm[3] ], do combustível utilizado. 

Art. 11.  O agente responsável responde pela veracidade das informações referidas nos arts. 5º e 9º, inclusive por eventuais danos causados a terceiros, sem prejuízo das penalidades aplicáveis pela ANEEL. 

Parágrafo único. Caso seja constatado erro ou inconsistência na documentação a que se referem os arts. 5º e 9º, ou mesmo modificação na CGEE que implique em alteração da capacidade de produção de energia elétrica, o montante de energia de referência estabelecido poderá ser modificado. 

Art. 12.  Especificamente no caso de EOL, para fins da adequação do preço da energia elétrica a cada Plano Anual do PROINFA, de que trata o inciso II, art. 12, do Decreto nº 5.025, de 2004, o fator de capacidade será obtido da razão entre a energia medida no ponto de conexão com a rede de distribuição ou Rede Básica, conforme o caso, em [MWh], e a potência instalada da central, em [MW], previamente multiplicada pelo fator 8.760 horas. 

Art. 13.  A energia a ser contratada pela ELETROBRÁS, no âmbito do PROINFA, deverá ser determinada com base na energia de referência de que trata esta resolução, subtraindo-a do consumo próprio e das perdas elétricas, conforme o disposto no art. 11 do Decreto nº 5.025, de 2004. 

## TÍTULO II 

DO PADRÃO DE QUALIDADE DAS USINAS HIDRELÉTRICAS ALCANÇADAS PELA LEI Nº 12.783, DE 2013 

Art. 14.  Este título estabelece as disposições relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica, prestado por concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pelo Art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, ou licitadas, que tiveram garantia física de energia alocada em regime de cotas destinadas às Distribuidoras do Sistema Interligado Nacional – SIN. 

## CAPÍTULO I 

## DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE PELO OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO - ONS 

Art. 15.  O padrão da qualidade do serviço de geração de energia elétrica das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente pelo ONS alcançadas por esse capítulo, será aferido com base no índice de indisponibilidade total verificada – _Indispverificada_ , obtida da seguinte forma: 

𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑣𝑒𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎 = 1 −(1 −𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃) 

onde: 

_TEIFa_ – Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada; e 

_TEIP_ – Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada. 

§ 1º  A concessionária deverá manter ou melhorar o índice de indisponibilidade total considerado no contrato de concessão – _Indispreferência_ , conforme inequação a seguir: 

## 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑣𝑒𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎 ≤𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟ê𝑛𝑐𝑖𝑎 

onde: 

𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟ê𝑛𝑐𝑖𝑎 = 1 −(1 −𝑇𝐸𝐼𝐹) × (1 −𝐼𝑃) 

_TEIF_ – Taxa equivalente de indisponibilidade forçada considerada no contrato de concessão; e 

_IP_ – Indisponibilidade Programada considerada no contrato de concessão. 

§ 2º  As taxas de indisponibilidade, exclusivamente para fins desta Resolução, serão apuradas pelo ONS a partir do primeiro dia do mês subsequente ao da assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão, para os casos em que as concessões não foram prorrogadas. 

§ 3º  Para verificação do atendimento ao padrão de qualidade previsto neste artigo, serão considerados 60 (sessenta) valores mensais da TEIFa e da TEIP de cada usina, apurados nos termos do art. 

34 desta Resolução, até o dia 31 de dezembro do ano anterior ao do reajuste ou da revisão da receita da usina. 

§ 4º  Caso não se disponha dos valores mensais apurados que totalizem 60 (sessenta) meses, os valores faltantes deverão ser complementados utilizando-se os valores de referência considerados no cálculo da respectiva garantia física de energia da usina. 

§ 5º  Caso haja revisão do valor da garantia física de energia, passam a servir como referência as taxas de indisponibilidades adotadas na respectiva revisão. (Revogado pela REN ANEEL 1.100, de 17.09.2024) 

§ 6º  O ONS deverá desconsiderar das taxas apuradas os períodos de indisponibilidade em razão dos motivos previstos no inciso III do § 1º do art. 34 desta Resolução, desde que justificados adequadamente pelo agente de geração. 

§ 7º  O histórico de indisponibilidades desconsideradas pelo ONS, bem como o período total de indisponibilidade passível de desconsideração, serão iniciados a partir do primeiro dia do mês subsequente ao da assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão, para os casos em que as concessões não foram prorrogadas. (Revogado pela REN ANEEL 1.100, de 17.09.2024) 

Art. 16.  A cada reajuste anual e revisão de receita, deverá ser considerado na Receita Anual de Geração – RAG o atendimento ao padrão de qualidade com o acréscimo da parcela de ajuste pela indisponibilidade apurada ou desempenho apurado – AjI, a qual será calculada da seguinte forma: 

𝐴𝑗𝐼 = 𝐺𝐴𝐺∗(𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝referência −𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑣𝑒𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎) 

onde: 

_GAG: Custo da Gestão de Ativos de Geração_ . 

§ 1º  A variação a menor do AjI estará limitada a 10% (dez por cento) do valor de GAG vigente para o reajuste ou revisão da receita no quarto e quinto ano de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão para os casos em que as concessões não foram prorrogadas. 

§ 2º  A partir do 6º ano de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão para os casos em que as concessões não foram prorrogadas, não haverá limite para variação do AjI. 

Art. 17. O ONS deverá encaminhar à ANEEL, até 30 de abril de cada ano, os valores de Indispverificada das usinas de que trata o art. 15. 

## CAPÍTULO II 

## USINAS HIDRELÉTRICAS NÃO DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE PELO ONS 

Art. 18.  O padrão da qualidade do serviço de geração de energia elétrica das usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo ONS alcançadas por esta Resolução, será aferido com base no índice de desempenho relativo à geração de energia, obtido da seguinte forma: 

𝐺𝑀 𝐼𝑛𝑑 = × 100% 𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝 𝑚á𝑥{𝐺𝐹; 0,40 × 𝑃𝐼} 

Onde: 

_IndDesemp_ : Índice de Desempenho (%); 

_GM_ : geração média de energia elétrica; 

_GF_ : garantia física do empreendimento; e 

_PI:_ potência instalada. 

§ 1º  A Concessionária deverá manter ou melhorar o índice de desempenho, conforme as faixas de atendimento ao padrão de qualidade definido abaixo, onde m corresponde à quantidade de meses, múltipla de 12, contados a partir do 13º mês de operação comercial da primeira unidade geradora da usina, até o último mês do período de análise, considerados somente os meses com registros de energia medida na CCEE: 

|**_m_**|𝑳𝒊𝒎𝑰𝒏𝒇|
|---|---|
|24 ≤ m < 36|≥ 10%|
|36 ≤ m < 48|≥ 55%|
|48 ≤ m < 60|≥ 60%|
|60 ≤ m < 72|≥ 65%|
|72 ≤ m < 84|≥ 70%|
|84 ≤ m < 96|≥ 75%|
|96 ≤ m < 120|≥ 80%|
|m ≥ 120|≥ 85%|

onde: 

_Liminf_ : Limite inferior da faixa de atendimento ao padrão de qualidade 

§ 2º  Para verificação do atendimento ao padrão de qualidade previsto neste artigo, será considerada a geração média calculada na forma do art. 32 dessa resolução, restringindo-se aos 60 (sessenta) meses anteriores a janeiro do ano do reajuste ou da revisão da receita da usina. 

§ 3º  Caso não se disponha dos valores mensais apurados que totalizem 60 (sessenta) meses, os valores faltantes deverão ser complementados utilizando-se o valor vigente da garantia física de energia da usina. 

§ 4º  O índice de desempenho, exclusivamente para fins deste Capítulo, será calculado pela ANEEL, considerando-se os valores de energia gerada a partir do primeiro dia do mês subsequente ao da assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, ou novo contrato de concessão, para os casos em que as concessões não foram prorrogadas, até o dia 31 de dezembro do ano anterior ao do reajuste ou da revisão da receita da usina. 

§ 5º  Deverão ser desconsiderados, pela ANEEL, os meses impactados por obras de modernização ou de reforma do empreendimento que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, no período acumulado de até 12 meses no período de 30 anos de operação comercial, para cada unidade geradora, observado que, no caso de futuras obras, a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG deverá ser previamente informada. 

§ 6º  Caso haja revisão do valor da garantia física de energia, o novo valor passa a servir como referência para análise do desempenho de que trata este artigo. 

§7º O 𝐿𝑖𝑚𝐼𝑛𝑓 deverá ser multiplicado pelo Fator de Geração – FG de que trata o inciso III do art. 33-A desta Resolução. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

Art. 19.  A cada reajuste anual e revisão de receita, deverá ser considerado na Receita Anual de Geração – RAG o atendimento ao padrão de qualidade com o acréscimo da parcela de ajuste AjI, a qual será calculada da seguinte forma: 

I – Para 𝐼𝑛𝑑 < 𝐿𝑖𝑚 : 𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝 𝐼𝑛𝑓 𝐴𝑗𝐼 = 𝐺𝐴𝐺∗(𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝 − 𝐿𝑖𝑚𝐼𝑛𝑓) . II – Para 𝐿𝑖𝑚 ≤𝐼𝑛𝑑 ≤ 100% : 𝐼𝑛𝑓 𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝 𝐴𝑗𝐼=  0 . 

III – Para 𝐼𝑛𝑑 > 100% : 𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝 

𝐴𝑗𝐼= 𝐺𝐴𝐺∗(𝐼𝑛𝑑𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝 −100%) . 

Parágrafo único. A variação do AjI estará limitada a 10% (dez por cento) do valor de GAG 

vigente, para mais ou para menos, em cada reajuste ou revisão da receita. (Revogado pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

Art. 20.  A CCEE deverá encaminhar à ANEEL, até 31 de março de cada ano, os valores de medição de energia e garantia física vigente das usinas de que trata o art. 20. 

Art. 20. A CCEE deverá encaminhar à ANEEL, até 31 de março de cada ano, os valores de medição de energia e garantia física vigente das usinas de que trata o art. 18, além do FG de que trata o Inciso III do art. 33 desta Resolução. (Redação dada pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

## CAPÍTULO III 

## DISPOSIÇÕES GERAIS DO PADRÃO DE QUALIDADE DO SERVIÇO DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 

Art. 21.  Sem prejuízo das fiscalizações periódicas, os empreendimentos com desempenho inadequado poderão ser fiscalizados pela ANEEL para avaliação da prestação do serviço, sendo sujeita ainda às penalidades definidas nos termos da Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, entre outras previstas na legislação e no contrato de concessão. 

Parágrafo único. Caso haja suspensão da situação operacional nos termos do Resolução Normativa ANEEL nº 583, de 22 de outubro de 2013, ou regulamentação superveniente, o pagamento da parcela do custo da gestão dos ativos de geração referente à operação e manutenção será suspenso, durante esse período, na proporção da potência instalada afetada pela suspensão. 

Art. 22.  O AjI será considerado igual a zero até 31 de dezembro do terceiro ano de vigência do contrato. 

Art. 23.  Nas revisões periódicas de receita, a ANEEL poderá estabelecer novos critérios, indicadores, fórmulas e parâmetros do padrão de qualidade do serviço, mediante consulta pública. 

Art. 24.  O Mecanismo de Redução da Energia Assegurada – MRA de que trata o art. 50 desta Resolução, ou regulamentação superveniente, será suportado pelas concessionárias de distribuição cotistas, com direito de repasse à tarifa do consumidor final. 

Art. 24. A Garantia Física Apurada - GFa de que tratam os artigos 33-A e 50 desta Resolução, ou regulamentação superveniente, será suportada pelas concessionárias de distribuição cotistas, com direito de repasse à tarifa do consumidor final. (Redação dada pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

Art. 25.  Caso a usina hidrelétrica não participe do MRE, nos termos do Título III desta Resolução, a exposição ao mercado de curto prazo será suportada pelas concessionárias de distribuição cotistas, com direito de repasse à tarifa do consumidor final. 

Art. 26.  Este Título não se aplica às prorrogações de concessão de autoprodução com potência instalada inferior a 50 MW. (Revogado pela REN ANEEL 1.100, de 17.09.2024) 

## TÍTULO III 

DOS CRITÉRIOS E PROCEDIMENTOS PARA PARTICIPAÇÃO DE EMPREENDIMENTO HIDRELÉTRICO NÃO DESPACHADO CENTRALIZADO NO MRE 

Art. 27. Este Título estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE. 

Art. 28. A adesão ao MRE de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente é opcional. 

Parágrafo único. Para o exercício do direito de que trata o caput, o respectivo agente responsável deverá adotar as seguintes providências: 

I– Formalizar o requerimento de adesão ao MRE, junto à CCEE, encaminhando as seguintes informações: 

a) a capacidade instalada do empreendimento, em MW (megawatt), e respectivo registro, resolução autorizativa ou contrato de concessão, conforme o caso; 

b) a data de início da operação comercial e respectivo despacho de liberação para início de operação comercial, conforme o caso; 

c) o valor da garantia física vigente e o ato administrativo que o fixou; 

II– Instalar o Sistema de Medição e Faturamento – SMF indicado, bem como atender às demais exigências previstas na regulação vigente. 

Art. 29.  Para empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente sua opção de adesão ou de desligamento do MRE poderá ocorrer a qualquer tempo e deverá ser mantida por um período mínimo de 12 meses consecutivos. 

Art. 30.  Para fins de acompanhamento da produção de energia elétrica, o agente de geração deverá manter os registros dos seguintes dados relativos ao período de participação no MRE: 

I– o(s) período(s) de indisponibilidade para cada unidade geradora da usina, com os respectivos fatos motivadores; 

II– os registros da afluência média diária do local do empreendimento, em m3/s; e 

III– o consumo mensal de energia referente ao sistema auxiliar da usina (MWmed). 

Art. 31.  A CCEE deverá manter em seu sítio da internet e atualizar, mensalmente, os dados registrados de geração média mensal de todos os empreendimentos participantes do MRE, bem como os respectivos valores de garantia física vigentes. 

Art. 32.  Para os empreendimentos alcançados por esta Resolução, a ANEEL calculará em agosto de cada ano a respectiva geração média de energia elétrica da seguinte forma: 

Sendo: 

GM: geração média de energia elétrica calculada; 

Egeri: montante de energia gerada no mês i referido ao ponto de conexão (MWh) e registrado 

na CCEE; 

i: mês correspondente ao registro do montante de energia gerada; e m: quantidade de meses até o último mês do período de análise, múltiplo de 12, com registros na CCEE de montantes mensais de energia gerada. 

Art. 32.  Para os empreendimentos alcançados por esta Resolução, a CCEE calculará, em maio de cada ano, o Fator de Contribuição ao MRE - FCM da seguinte forma: (Redação dada pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

Sendo: 

_GF_ : garantia física publicada em legislação específica referenciada ao ponto de conexão 

(MWmed); 

_Eger_ : montante de energia gerada referenciado ao ponto de conexão e registrado na CCEE, desconsiderado o montante correspondente aos meses de que trata o § 2º deste artigo (MWh); 

_i:_ mês correspondente ao registro do montante de energia gerada; 

_m_ : quantidade de meses até o último mês do período de análise, múltiplo de 12, com registros na CCEE de montantes mensais de energia gerada; e 

_d_ : quantidade de meses desconsiderados nos termos do § 2º deste artigo dentro do período de avaliação. 

§ 1º Para fins da aplicação da equação de que trata o caput deste artigo, somente serão contabilizados os meses de registros posteriores ao décimo segundo mês de operação comercial, contado do início de operação da primeira unidade geradora. 

§ 2º A critério da ANEEL, poderão ser desconsiderados os meses impactados por obras de modernização ou de reforma do empreendimento que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, no período acumulado de até 12 meses no período de 30 anos de operação comercial, para cada unidade geradora, observado que, no caso de futuras obras, a SFG deverá ser previamente informada. 

§ 3º A liberação para operação comercial de uma nova unidade geradora em usina hidrelétrica não despachada centralizadamente, nos casos de aumento da potência instalada ou para a substituição de unidade existente para aumento de eficiência, implicará na desconsideração do histórico de geração da usina anterior ao novo início de operação comercial, bem como no reinício dos requisitos de geração, em conformidade com a Tabela 1 constante do art. 33 desta Resolução. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

Art. 33.  Caso a geração média de energia elétrica do empreendimento, calculada segundo o que dispõe o artigo anterior, não atenda os limites a seguir definidos, a ANEEL notificará ao agente responsável sobre a possibilidade de exclusão do MRE no cálculo subsequente. ( Revogado pela REN ANEEL 1.039, de 23.08.2022) 

||_Número de meses registrados na CCEE_<br>_posteriores ao décimo segundo mês de operação_<br>_comercial(m) _|_Número de meses registrados na CCEE_<br>_posteriores ao décimo segundo mês de operação_<br>_comercial(m) _|_Número de meses registrados na CCEE_<br>_posteriores ao décimo segundo mês de operação_<br>_comercial(m) _||(GM/GF)*100|(GM/GF)*100|
|---|---|---|---|---|---|---|
||_p_<br>||||||
|||24 ≤ m < 36||||≥ 10%|
|||36 ≤ m < 48||||≥ 55%|
|||48 ≤ m < 60||||≥ 60%|
|||60 ≤ m < 72||||≥ 65%|
|||72 ≤ m < 84||||≥ 70%|
|||84 ≤ m < 96||||≥ 75%|
|||96 ≤ m < 120||||≥ 80%|
||||||||
||||m ≥ 120|||≥ 85%|

Sendo: 

m : definido no art. 32 desta resolução; 

GM: geração média de energia elétrica, obtida do art. 32 desta Resolução; e 

GF: garantia física do empreendimento vigente à época do cálculo. ( Revogado pela REN ANEEL 1.039, de 23.08.2022) 

Art. 33-A.  A partir de 1º de maio de 2025, caso o Fator de Contribuição ao MRE - FCM não atenda os limites a seguir definidos, o empreendimento estará sujeito ao cálculo da Garantia Física Apurada – GFa de acordo com os seguintes critérios: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

I – Caso o valor do FCM (%) da usina seja maior ou igual ao produto dos Requisitos definidos na Tabela 1 pelo Fator de Geração – FG da respectiva usina hidrelétrica participante do MRE, a GFa será igual à Garantia Física da usina - GF; (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

II – Caso contrário, a GFa será dada por: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

III – O FG de que trata o inciso I é adimensional, limitado superiormente a 1 (um) e corresponde à razão entre a geração média de energia e as garantias físicas das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente participantes do MRE localizadas no mesmo Reservatório Equivalente de Energia – REE da usina objeto da análise, considerando-se o mesmo período utilizado para o cálculo da geração média de energia de que trata o art. 32. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

Tabela 1 

|Tabela 1||
|---|---|
|n: número de meses registrados na CCEE posteriores ao<br>décimo segundo mês de operação comercial.|Requisitos|
|24 ≤ n < 36|10%|
|36 ≤ n < 48|55%|
|48 ≤ n < 60|60%|
|60 ≤ n < 72|65%|
|72 ≤ n < 84|70%|
|84 ≤ n < 96|75%|
|96 ≤ n < 120|80%|
|n ≥ 120|85%|

IV - Caso o empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente passe por intervenção para realização de modernização ou obra que implique aumento de garantia física, sem que haja emissão de novo ato de início de operação comercial, e que leve ao desatendimento aos Requisitos estabelecidos na Tabela 1, considerado o _FG_ , o valor do _FCM_ (%) deverá ser maior ou igual ao Requisito Ponderado para o respectivo empreendimento, o qual será definido da seguinte forma: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

Sendo: 

_Reqponderado_ : Requisito Ponderado; 

_Reqsem inc_ .: Requisito constante da Tabela 1 indicada no **caput** deste artigo correspondente à quantidade de meses “ _n_ ”; 

_GFsem inc._ : montante de garantia física sem a(s) parcela(s) incremental(is) de garantia física decorrente(s) de intervenções na usina e vigente antes das referidas intervenções; 

_Reqinc..k_ : Requisito indicado na Tabela 2 abaixo, para a quantidade de meses “ _q_ ”, correspondente a cada parcela incremental de garantia física decorrente de cada intervenção de índice “ _k_ ” na usina; 

_GFinc..k_ : montante de garantia física incremental correspondente à intervenção de índice “ _k_ ”; 

e 

_k_ : índice correspondente a cada intervenção realizada na usina 

**----- Start of picture text -----**<br>
Tabela 2<br>q: quantidade de meses,<br>posteriores ao mês de início de vigência da<br>parcela incremental de garantia física  𝑅𝑒𝑞𝑖𝑛𝑐𝑘<br>decorrente da intervenção de índice “ k ” na<br>usina.<br>12 ≤ q < 36  10%<br>36 ≤ q < 48  55%<br>48 ≤ q < 60  60%<br>60 ≤ q< 72  65%<br>72 ≤ q < 84  70%<br>84 ≤ q < 96  75%<br>96 ≤ q < 120  80%<br>q ≥ 120  85%<br>**----- End of picture text -----**<br>

§ 1º O cálculo da _GFa_ não poderá alterar a garantia física dos empreendimentos para fins de verificação do lastro de venda de energia elétrica. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

§ 2º A _GFa_ será utilizada como referência para alocação de energia no MRE no ano subsequente ao cálculo. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

Art. 33-B. O agente responsável pelo empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente poderá optar, em substituição à aplicação do disposto no artigo 33-A desta Resolução, pela instalação de um sistema que meça a indisponibilidade a partir da apuração da vazão vertida das usinas, observando que: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

a)A partir do 13º mês, contado a partir da instalação do sistema, os dados apurados devem ser utilizados para apuração da indisponibilidade da central geradora. 

b)A indisponibilidade da central geradora será calculada considerando os valores mensais apurados, relativos aos 60 (sessenta) meses imediatamente anteriores ao mês vigente. 

c)Será considerado o histórico crescente até que se complete os 60 (sessenta) meses de que trata o item anterior. 

d)A tolerância sobre a indisponibilidade total declarada para cálculo da Garantia Física deve observar os valores estabelecidos na tabela a seguir: 

|Número de meses registrados na<br>CCEE após a instalação do sistema de medição de<br>indisponibilidades(meses)|Tolerância sobre a indisponibilidade<br>total declarada para cálculo da Garantia Física (%)|
|---|---|
|13 ≤ m < 36|90%|
|36 ≤ m < 48|60%|
|48 ≤ m< 60|30%|
|m ≥ 60|5%|

§ 1º O sistema deve ser automatizado e auditável, podendo ser dotado de redundâncias, criptografia de dados, lacres, suportes para falta de energia, ou outros requisitos ou procedimentos a serem descritos pela CCEE nas Regras e Procedimentos de Comercialização, de modo a garantir a sua qualidade, confiabilidade e segurança. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

§ 2º O gerador assumirá, por sua conta e risco, os custos incorridos com a instalação, manutenção, operação e atualização de equipamentos e com serviços necessários ao enquadramento de que trata este artigo. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

§ 3º A CCEE deverá apurar mensalmente os valores de Indisponibilidade da usina a partir da Vazão Vertida – IVV, para cálculo da GFa. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

§ 4º A GFa será utilizada como referência para alocação de energia no MRE, e será calculada da seguinte forma: (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

§ 5º Caso o sistema não esteja operacional até o cálculo a ser realizado em maio, conforme artigo 32 desta Resolução, a GFa será calculada nos termos do art. 33-A. (Incluído pela REN ANEEL 1.085, de 26.03.2024) 

## TÍTULO IV 

DA APURAÇÃO DE INDISPONIBILIDADE DE UNIDADE GERADORA OU EMPREENDIMENTO DE IMPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA CONECTADOS AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN E CRITÉRIOS DE APURAÇÃO E VERIFICAÇÃO DE LASTRO 

## CAPÍTULO I 

DO CÁLCULO E DA APLICAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES DE USINAS HIDRELÉTRICAS, TERMELÉTRICAS COM CUSTO VARIÁVEL UNITÁRIO DECLARADO DIFERENTE DE ZERO E EMPREENDIMENTOS DE IMPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DESPACHADOS CENTRALIZADAMENTE 

## **Seção I** 

## **Do Cálculo das Taxas Equivalentes de Indisponibilidade Programada e Forçada Apurada** 

Art. 34.  O ONS deverá apurar mensalmente as indisponibilidades das usinas hidrelétricas, termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU declarado diferente de zero e dos empreendimentos de importação de energia elétrica despachados centralizadamente. 

§ 1º  As indisponibilidades de que trata o caput serão apuradas por meio do cálculo da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP e da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada – TEIFa, calculadas considerando 60 (sessenta) valores mensais apurados, relativos aos meses imediatamente anteriores ao mês vigente, conforme procedimentos a seguir: 

I – para cada empreendimento de importação ou usina despachada centralizadamente com n unidades geradoras em operação comercial, deverão ser calculadas a TEIP e a TEIFa, mediante aplicação das seguintes fórmulas: 

Onde: 

_i_ = índice da unidade geradora em operação comercial; 

_n_ = número de unidades geradoras em operação comercial; 

_j_ = índice do mês apurado; 

_P_ = potência instalada da unidade geradora; 

_HDP_ = número de horas de desligamento programado da unidade _i_ no mês _j_ ; 

_HEDP_ = número de horas equivalentes de desligamento programado da unidade _i_ no mês _j_ (a unidade opera com potência nominal limitada, associada a uma condição programada); 

_HP_ = número de horas do período de apuração considerado no mês _j_ para a unidade _i_ ; 

_HDF_ = número de horas de desligamento forçado da unidade _i_ no mês _j_ ; 

_HEDF_ = número de horas equivalentes de desligamento forçado da unidade _i_ no mês _j_ (a unidade opera com potência nominal limitada, associada a uma condição forçada); 

_HS_ = número de horas em serviço da unidade _i_ no mês _j_ (número de horas equivalentes em serviço somado ao número de horas em que a unidade opera sincronizada ao sistema, sem restrição de potência); 

_HRD_ = número de horas de reserva desligada da unidade _i_ no mês _j_ (a unidade não está em serviço por interesse sistêmico, apesar de disponível para operação); e 

_HDCE_ = número de horas desligada por condições externas da unidade _i_ no mês _j_ (a unidade não está em serviço por condições externas às suas instalações); 

II – para efetuar os cálculos de que trata o inciso anterior, caso não se disponha dos valores apurados mensais que totalizem 60 (sessenta) meses, os valores faltantes deverão ser complementados utilizando-se os valores de referência, considerados no cálculo da respectiva garantia física do empreendimento convertidos em número de horas de indisponibilidade; e 

III – na apuração da TEIP e da TEIFa, o ONS poderá desconsiderar a indisponibilidade decorrente dos motivos apresentados na forma do Anexo I, desde que justificados adequadamente pelo agente de geração em até 90 (noventa) dias do início da ocorrência da indisponibilidade. 

§ 2º  No caso de unidades geradoras agrupadas, que possuam o mesmo Sistema de Medição para Faturamento - SMF, os eventos de mudança de estados operativos, condição operativa e disponibilidade devem ser registrados por unidade geradora equivalente. 

§ 3º  O ONS deverá publicar em sua página eletrônica na internet os valores de TEIP e TEIFa calculados conforme § 1º deste artigo. 

## **Subseção I** 

## **Da Declaração de Inflexibilidade de Geração de Usinas Termelétricas com CVU Declarado Diferente de Zero Despachadas Centralizadamente** 

Art. 35.  O agente de geração deverá submeter ao ONS, até 30 de novembro de cada ano, a declaração dos valores de inflexibilidade de geração da respectiva usina termelétrica com CVU declarado diferente de zero despachada centralizadamente, para os 5 (cinco) anos subsequentes, discretizados em base mensal e observando que: 

I – caso a usina disponha de garantia física estabelecida pelo Ministério de Minas e Energia – MME, e o montante de inflexibilidade considerado no cálculo seja diferente de zero, a média dos valores de que trata o caput deverá ser igual ao valor utilizado no cálculo da referida garantia física; e 

II – os valores mensais de inflexibilidade poderão ser declarados de maneira a atender aos requisitos de sazonalidade de operação da usina. 

Art. 36.  O ONS deverá avaliar a declaração dos valores de inflexibilidade, considerando a otimização eletroenergética do SIN e, observado o disposto no art. 35, poderá sugerir ajuste nos referidos valores, o qual, caso não acatado pelo agente de geração, deverá ser por este devidamente justificado. 

§ 1º  Os valores de inflexibilidade, resultantes do procedimento de que trata o caput, passarão a ser considerados na elaboração do Planejamento Anual da Operação Energética e do Programa Mensal da Operação Energética – PMO, bem como das respectivas revisões, no decorrer do ano seguinte, sendo 

que o primeiro ano do horizonte será considerado para determinação do valor de referência para fins de apuração. 

§ 2º  Eventual redeclaração nos valores de inflexibilidade assim considerados deverá ser adequadamente justificada ao ONS, respeitada a média dos valores da declaração a que se refere o caput do art. 35, ficando mantido, para fins de apuração, o valor de referência de que trata o §1º deste artigo. 

Art. 37.  O ONS deverá, ao final de cada ano, apurar a média dos valores de inflexibilidade verificados nos últimos 5 (cinco) anos e, caso o valor obtido seja inferior à média dos valores declarados nos últimos 5 (cinco) anos, em observância ao art. 36, ou ao valor utilizado no cálculo da garantia física, o que for maior, a diferença deverá ser considerada, nos doze meses do ano seguinte, como indisponibilidade da respectiva usina. 

§ 1º  Para apuração de que trata o caput, serão considerados: 

I – a média semanal dos valores verificados, limitada aos valores declarados previamente na revisão semanal do PMO; e 

II – a média anual dos valores apurados conforme o inciso I, limitada a 110% (cento e dez por cento) do valor de referência de que trata o § 1º do art. 36. 

§ 2º  Para fins de apuração da média dos valores verificados a que se refere o caput, o ONS poderá desconsiderar a redução de inflexibilidade, motivada por necessidade sistêmica ou por indisponibilidade da usina, que torne inexequível a manutenção da média anual dos valores originalmente previstos na programação anual. 

§ 3º  O ONS deverá publicar em sua página eletrônica na internet o(s) relatório(s) de acompanhamento das inflexibilidades declaradas, verificadas e apuradas nos termos do caput, juntamente com a avaliação das motivações relacionadas às redeclarações de inflexibilidade. 

Art. 38.  Caso ocorra contingência no sistema elétrico, que não afete as condições operacionais de determinada usina termelétrica situada na região abrangida, o ONS deverá considerar como indisponibilidade, para fins da elaboração da programação diária, a eventual e posterior declaração de redução no valor de inflexibilidade. 

Parágrafo único. O ONS deverá enviar cópia da declaração e justificativa do agente, para o caso mencionado no caput, à SFG, da ANEEL. 

Art. 39.  Excepcionalmente ao final do ano de 2021, o ONS deverá calcular a média dos valores de inflexibilidade verificados nos últimos 5 (cinco) anos e, caso o valor obtido seja inferior à média dos valores declarados nos últimos 5 (cinco) anos, em observância ao art. 35, a diferença deverá ser considerada, nos doze meses do ano seguinte, como indisponibilidade da respectiva usina. 

## **Subseção II** 

## **Da Geração Fora da Ordem de Mérito de Custo para Compensar Indisponibilidades por Falta de Combustível** 

Art. 40.  Os agentes de geração poderão compensar eventuais indisponibilidades de combustível por meio de usinas termelétricas, fora da ordem de mérito de custo, ou por meio de saldo de geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo, acumulado até 29/10/2021. 

Art. 41.  A faculdade de que trata o art. 40 somente poderá ser exercida quando a geração termelétrica da usina despachada fora da ordem de mérito de custo exceder a inflexibilidade declarada, de acordo com a Subseção I da Seção I do Capítulo I do Título IV. 

§ 1º  Na hipótese de utilização do saldo da conta ou na ocorrência de vertimentos, o ONS deverá abater do saldo da conta do agente de geração o valor correspondente em MWh. 

§ 2º  Em caso de vertimentos, os créditos de energia associados à geração fora de ordem de mérito serão debitados em ordem cronológica inversa aos respectivos armazenamentos. 

Art. 42.  O agente poderá compensar indisponibilidade de combustível quando a usina termelétrica for despachada pelo ONS, por meio de: 

I – utilização do saldo disponível em sua conta junto ao ONS, pelo período de até 4 (quatro) anos a contar de 29/10/2021; ou 

II – geração de energia produzida por outra usina termelétrica, própria ou de terceiro, que não esteja despachada pelo ONS, podendo a outra usina termelétrica estar localizada em barra diferente, desde que não exista restrição de escoamento, conforme avaliação do ONS, a qual será divulgada ao agente que solicitou a geração substituta. 

Parágrafo único. A utilização do saldo de que trata o inciso I do caput não poderá ser objeto de compensação de indisponibilidades quando: 

I – a usina termelétrica for despachada por razões elétricas; ou 

II – houver despacho de usina termelétrica por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE em qualquer subsistema, mesmo que a usina indisponível esteja despachada por ordem de mérito de custo; ou 

III – houver imprescindibilidade de geração termelétrica identificada pelo ONS e informada previamente aos agentes durante o PMO referente e suas revisões. 

Art. 43.  Quando ocorrer a compensação de indisponibilidade, de acordo com o art. 42, o agente ficará dispensado da aplicação de qualquer penalidade por falta de combustível. 

Art. 44.  É vedada a utilização de usinas termelétricas que disponham de subsídio no combustível: 

I – para geração de energia elétrica em substituição a outra usina termelétrica despachada 

pelo ONS. 

Art. 45.  O ONS deverá dar publicidade, até o dia 15 de cada mês: 

I – das usinas que geraram em tempo real em substituição àquelas despachadas por ordem de mérito de custo; e 

II – do saldo em conta disponível para cada agente em cada subsistema. 

Art. 46.  A geração substituta não é passível de destinação aos contratos de comercialização no ambiente regulado e será valorada no Mercado de Curto Prazo – MCP, ao PLD, em favor da usina substituta que realizou a geração. 

Parágrafo único. A geração de que trata o caput não exime o agente das obrigações derivadas de possíveis exposições contratuais no mercado de curto prazo da CCEE, quando o mesmo for chamado a gerar por ordem de mérito. 

## **Subseção III** 

## **Da Comprovação da Disponibilidade de Empreendimentos de Geração** 

Art. 47.  Após a ocorrência de indisponibilidade programada ou forçada de unidade geradora de usinas hidrelétricas e termelétricas com CVU declarado diferente de zero despachadas centralizadamente, o ONS deverá considerar, na apuração das taxas equivalentes de indisponibilidade, a disponibilidade efetivamente comprovada pelo agente de geração. 

§ 1º  O agente poderá comprovar a disponibilidade por meio de teste por ele solicitado ou por atendimento a despacho do ONS. 

§ 2º  Caso a declaração de disponibilidade ocorra no período em que a usina esteja despachada pelo ONS, a capacidade de geração da unidade deverá ser comprovada por meio da operação a plena carga por, no mínimo, 4 (quatro) horas ininterruptas. 

§ 3º  Caso a declaração de disponibilidade ocorra no período que a usina não esteja despachada pelo ONS, poderá ser realizado teste para comprovação da capacidade de geração, que deverá seguir os seguintes critérios: 

I – o agente deverá solicitar autorização ao ONS para a realização do teste; 

II – os custos incorridos no referido teste serão de responsabilidade do agente de geração; 

III – a unidade deverá operar a plena carga por, no mínimo, 4 (quatro) horas ininterruptas não se admitindo variações de geração de energia, ressalvadas aquelas situações comprovadas em que a geração à plena carga não é possível em razão de restrição de temperatura ambiente, restrição de queda líquida, indisponibilidade de fonte primária de usinas hidrelétricas, e falhas pontuais nos sistemas de transmissão ou distribuição. 

IV – para o período compreendido entre a data solicitada pelo agente para realização do teste e a sua conclusão, será considerada a disponibilidade apurada no referido teste; 

V – em casos específicos, caso o fato gerador da indisponibilidade afete mais de uma unidade geradora, o ONS poderá solicitar a geração de mais de uma unidade geradora simultaneamente para comprovação da capacidade de geração; 

VI – a comprovação de disponibilidade causada pela falta de combustível deverá ser realizada por meio da geração de todas as unidades geradoras simultaneamente, podendo a ANEEL definir critérios que levem em consideração a logística de abastecimento simultâneo de combustível para conjuntos de usuários, sendo que os custos serão de responsabilidade do agente proprietário da usina indisponível. 

§ 4º  O ONS deverá considerar como indisponibilidade a diferença entre a capacidade de geração plena e a disponibilidade efetivamente comprovada pelo agente. 

§ 5º  A indisponibilidade de que trata o § 4º deverá ser considerada pelo ONS até que o agente comprove nova capacidade de geração por meio dos mecanismos previstos nos §§ 2º ou 3º, conforme o caso. 

Art. 48.  Os agentes estarão isentos da comprovação de que trata o art. 47, no caso de indisponibilidades motivadas por eventos específicos constantes do Anexo III. 

Art. 49.  A ANEEL, a qualquer momento, poderá solicitar a realização de teste para comprovação da disponibilidade de usina despachada centralizadamente, para o qual, no caso de central termelétrica, o custo decorrente da diferença entre o CVU e o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD será coberto por Encargos de Serviços do Sistema – ESS. 

Parágrafo único. Na realização do teste a que se refere o _caput_ , a ANEEL poderá definir critérios específicos para a referida comprovação, e será aplicado o disposto nos §§ 4º e 5º do art. 47. 

## **Seção II** 

## **Da Aplicação das Taxas Equivalentes de Indisponibilidade Programada e Forçada Apurada** 

## **Subseção I** 

## **Das Usinas Hidrelétricas Despachadas Centralizadamente e Participantes do MRE** 

Art. 50.  Caso o Índice de Disponibilidade Verificada – IDv de uma usina hidrelétrica participante do MRE seja inferior ao Índice de Disponibilidade de Referência – ID considerado no cálculo 

da respectiva garantia física, a usina estará sujeita à aplicação de Mecanismo de Redução da Energia Assegurada – MRA modulada e referida ao centro de gravidade do submercado. 

§ 1º  O ONS deverá encaminhar à CCEE, no mês de referência da contabilização, os valores de TEIFa e TEIP de cada usina hidrelétrica, relativos aos 60 (sessenta) meses anteriores, calculados conforme § 1º do art. 34 desta Resolução. 

§ 2º  O MRA não poderá alterar a garantia física de usinas, para fins de verificação do lastro de venda de energia elétrica e do limite de contratação. 

§ 3º  O MRA consiste na utilização da Garantia Física Apurada – GFa como referência para alocação de energia do MRE, a qual é obtida conforme fórmula a seguir: 

𝐺𝐹𝑎= 𝑚í𝑛 (𝐺𝐹, 𝐺𝐹 × 𝐹𝐼𝐷) 

𝐹𝐼𝐷=[𝐼𝐷𝑣] 𝐼𝐷 

Onde: 

_GFa_ = garantia física apurada; 

_GF_ = garantia física vigente (MWmed); 

_FID_ = fator de disponibilidade de geração, valor adimensional, limitado superiormente a 1 (um). 

𝐼𝐷𝑣= (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎) 

𝐼𝐷= (1 −𝐼𝑃) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹) 

_IP_ = Indisponibilidade Programada, utilizada no cálculo para determinação da _GF_ ; e 

_TEIF_ = Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada, utilizada no cálculo para determinação 

da _GF_ . 

§ 4º  As usinas em fase de motorização estarão sujeitas à aplicação do MRA apenas para as unidades geradoras em operação comercial. 

§ 5º  Para os fins e efeitos deste Título, a usina hidrelétrica em fase de motorização é aquela cuja quantidade de unidades em operação comercial é inferior ao número da unidade base, que consiste no menor número de unidades geradoras da usina em operação comercial cuja soma das suas garantias físicas individuais corresponde à garantia física da usina. 

## **Subseção II** 

## **Das Usinas Termelétricas e Empreendimentos de Importação de Energia Despachados Centralizadamente** 

Art. 51.  O ONS deverá disponibilizar à ANEEL, ao respectivo agente de geração e à CCEE, até 31 de agosto de cada ano, as indisponibilidades apuradas dos empreendimentos de geração termelétrica com CVU declarado diferente de zero e de importação de energia despachados centralizadamente, calculadas conforme § 1º do art. 34, as quais deverão ser consideradas para fins de verificação do lastro dos contratos de venda de energia, no período de 1º de janeiro a 31 de dezembro do ano subsequente. 

§ 1º  Caso ocorra indisponibilidade de empreendimento de geração ou de importação de energia ocasionando insuficiência da garantia física própria para compor o lastro dos contratos de venda de energia, o agente vendedor deverá celebrar contrato de compra de energia, para garantir o contrato de venda original, sem prejuízo da aplicação das penalidades cabíveis. 

§ 2º  Qualquer que seja o custo adicional incorrido pelo agente vendedor na celebração dos contratos de compra de energia, este não poderá ser repassado aos contratos de venda originais e às tarifas dos consumidores finais. 

§ 3º  Os contratos de venda originais citados no caput referem-se aos contratos efetuados no Ambiente de Contratação Regulada – ACR e aos contratos registrados em data anterior a 16 de março de 2004. 

Art. 52.  Para fins de verificação do lastro dos contratos de venda de energia dos empreendimentos de que trata o art. 51, o valor a ser considerado como garantia física própria deverá ser: 

I– a GFa calculada conforme § 3º do art. 50, no caso de empreendimentos que tenham a respectiva garantia física definida conforme metodologia publicada em Portaria do MME; e 

II– a Disponibilidade Máxima – Dmax, calculada conforme fórmula a seguir, no caso de empreendimentos que não tenham a respectiva garantia física definida conforme metodologia publicada em Portaria do MME. 

𝐷𝑚𝑎𝑥= 𝑃𝑒𝑓𝑒𝑡𝑖𝑣𝑎× 𝐹𝐶𝑚á𝑥× (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎) × (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃) 

Onde: 

_Dmax_ = Disponibilidade máxima da usina (MW); 

_Pefetiva_ = Potência instalada, definida no ato autorizativo (MW); e 

_FCmax_ = Fator de capacidade máxima, considerado pelo ONS na elaboração do Programa Anual da Operação Eletroenergética. 

Parágrafo único. O fator de capacidade máxima, citado no inciso II do caput, é aquele definido em conformidade com o art. 2º da Portaria MME nº 282, de 28 de outubro de 2004, e qualquer alteração de valor deverá ser previamente justificado à ANEEL pelo agente de geração. 

## CAPÍTULO II 

DO CÁLCULO DA GARANTIA FÍSICA APURADA DE USINA EOLIOELÉTRICA E TERMELÉTRICA INFLEXÍVEL COM CVU NULO, CONECTADA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN, CUJA GARANTIA FÍSICA TENHA SIDO ESTABELECIDA EM LEGISLAÇÃO ESPECÍFICA 

Art. 53.  As usinas eolioelétricas e termelétricas inflexíveis com CVU nulo, cujas garantias físicas tenham sido estabelecidas em legislação específica, terão a GFa obtida com base no FID, o qual será calculado e publicado pela CCEE até o dia 31 de agosto de cada ano, em conformidade com a seguinte fórmula: 

Onde: 

_GF_ : garantia física publicada em legislação específica referenciada ao ponto de conexão (MWmed); 

_Eger_ : montante de energia gerada referenciado ao ponto de conexão e registrado na CCEE (MWh); 

_i:_ mês correspondente ao registro do montante de energia gerada; e 

_m_ : quantidade de meses considerados. 

§ 1º  A CCEE deverá proceder ao cálculo da _GFa_ da seguinte forma: 

I – caso o valor do _FID_ da usina seja maior ou igual a 90% (noventa por cento) para os dois primeiros cálculos ou a 95% (noventa e cinco por cento) a partir do terceiro cálculo, GFa será igual a GF; 

II – caso contrário, a _GFa_ será dada por: 

𝐺𝐹𝑎= 𝐺𝐹× 𝐹𝐼𝐷 

§ 2º  O _FID_ será calculado considerando ciclos de 12 (doze) meses, com início em 1º de julho e término em 30 de junho, com um número mínimo m de 60 (sessenta) registros, observando os dispositivos de que tratam os §§ 3º a 9º deste artigo. 

§ 3º  Deverão ser considerados para o cálculo do _FID_ somente os registros de medição de energia gerada a partir de setembro de 2013, inclusive, e a partir do 13º mês após a liberação da entrada em operação comercial da 1ª unidade geradora da usina. 

§ 4º  Para usina termelétrica inflexível com CVU nulo, o _FID_ será calculado utilizando-se os 60 (sessenta) meses mais recentes com registros de medição na CCEE. 

§ 5º  Para usina eolioelétrica, o _FID_ será calculado utilizando-se o histórico crescente de registros de medição na CCEE. 

§ 6º  No caso de a CCEE não dispor de dados de medição que totalizem o mínimo de 60 (sessenta) meses de registro para o cálculo de que tratam os §§ 4º e 5º, os valores faltantes de _Eger_ para o cálculo do _FID_ deverão ser completados, respeitada a sazonalidade, com os valores de compromisso firme ou disponibilidade de energia mensal utilizados no cálculo da garantia física da usina. 

§ 7º  Nas hipóteses em que os valores mensais de disponibilidade de energia ou compromisso firme de entrega de energia não constem da Portaria que estabelece a garantia física, esses deverão ser solicitados pela CCEE à Empresa de Pesquisa Energética − EPE. 

§ 8º  Quando a garantia física, a disponibilidade de energia mensal ou o compromisso firme de entrega de energia não tiverem sido definidos referenciados ao ponto de conexão, a CCEE deverá abater as perdas internas médias e o consumo interno, em conformidade com as regras e procedimentos de comercialização vigentes. 

§ 9º  No caso de entrada escalonada de unidades geradoras em operação comercial, a GF deverá ser a média das garantias físicas do período em análise considerada cada fase de motorização da usina, em conformidade com as regras e procedimentos de comercialização. 

§ 10.  A critério da ANEEL, poderão ser desconsideradas as intervenções declaradas pelos agentes relativas à modernização ou reforma que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, limitadas a 12 (doze) meses para cada unidade geradora durante a vigência da autorização ou, no caso de registro, durante o período de 30 (trinta) anos de operação comercial, e ocorridas após 120 (cento e vinte) meses após a liberação para operação comercial, observado que, no caso de futuras obras, a SFG deverá ser previamente informada. 

Art. 54.  A _GFa_ , calculada conforme art. 53, deverá ser considerada para fins de verificação do lastro dos respectivos contratos de venda de energia, no período de 1º de janeiro a 31 de dezembro do ano subsequente ao seu cálculo e publicação. 

Art. 55.  Os critérios estabelecidos neste Capítulo não se aplicam às parcelas de energia abrangidas pelo disposto no Capítulo I do Título I desta Resolução. 

## CAPÍTULO III DAS DISPOSIÇÕES GERAIS 

Art. 56.  Caso seja constatado erro de qualquer informação prestada pelos agentes abrangidos por esta Resolução, independentemente de intenção, a ANEEL poderá determinar nova apuração de períodos anteriores, bem como a recontabilização financeira relacionada, sem prejuízo das penalidades cabíveis. 

## TÍTULO V 

## DAS DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS 

Art. 57.  Os anexos I, II e III da Resolução Normativa nº 65, de 5 de maio 2004, que tratam de Energia Assegurada (EA) de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH, de Energia de Referência (ER) de usinas eolioelétricas – UEE e de Energia de Referência (ER) de usinas termelétricas – UTE a biomassa, respectivamente, são transcritos para fins de consolidação nos Anexos IV, V e VI desta norma de consolidação. 

Art. 58.  O anexo da Resolução nº 169, de 3 de maio de 2001, que define a Energia Assegurada das Usinas Hidrelétricas Não Despachadas Centralizadamente, consideradas na determinação dos volumes de Energia dos Contratos Iniciais é transcrito para fins de consolidação no Anexo VII desta norma de consolidação. 

Art. 59.  Ficam revogadas: 

I – a Resolução nº 169, de 3 de abril de 2001; 

II – a Resolução Normativa nº 62, de 5 de maio de 2004; 

III – a Resolução Normativa nº 65, de 25 de maio de 2004; 

IV – a Resolução Normativa nº 269, de 19 de junho de 2007; 

V – a Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010; 

VI – a Resolução Normativa nº 430, de 29 de março de 2011; 

VII – a Resolução Normativa nº 492, de 5 de junho de 2012; 

VIII – a Resolução Normativa nº 541, de 12 de março de 2013; 

IX – a Resolução Normativa nº 614, de 3 de junho de 2014; 

X – a Resolução Normativa nº 661, de 5 de maio de 2015; 

XI – a Resolução Normativa nº 818, de 19 de junho de 2018; 

XII – a Resolução Normativa nº 406, de 13 de julho de 2010; 

XIII – a Resolução Normativa ANEEL nº 913, de 2 de fevereiro de 2021; 

XIV – a Resolução Normativa ANEEL nº 944, de 17 de agosto de 2021; e 

XV – a Resolução Normativa ANEEL nº 947, de 26 de outubro de 2021. 

Art. 60.  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. 139, v. 160, n. 145. (Revogada a energia assegurada da PCH Salto Curuá, pela PRT SNTEP/MME 3.045, de 30.01.2026) 

## **ANEXO I - INDISPONIBILIDADES PASSÍVEIS DE DESCONSIDERAÇÃO** 

Indisponibilidades passíveis de desconsideração pelo ONS de que trata o § 1º do art. 2º da Seção I do Capítulo I: 

- a) ocorrências ou intervenções declaradas pelos agentes relativas ao início de operação comercial de unidade geradora nova, limitadas a 960 (novecentas e sessenta) horas nos primeiros 24 (vinte quatro meses) após a liberação para operação comercial; 

- b) intervenções declaradas pelos agentes relativas à modernização ou reforma que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, limitadas a 12 (doze) meses para cada unidade geradora durante a vigência de sua outorga ou da respectiva renovação, e ocorridas após 120 (cento e vinte) meses após a liberação para operação comercial, observado que, no caso de futuras obras, a SFG deverá ser previamente informada; 

- c) no caso de usinas hidrelétricas, medidas de caráter preventivo no combate à proliferação do mexilhão dourado e plantas aquáticas, para as quais deverá ser encaminhado relatório descritivo do serviço a ser realizado com o respectivo cronograma, para avaliação do ONS; 

- d) no caso de usinas hidrelétricas, intervenções relacionadas à limpeza, em função da proliferação do mexilhão dourado e plantas aquáticas,  respeitado o limite total acumulado para a usina, equivalente a 360 (trezentas e sessenta) horas por unidade geradora, a ser considerado após 20/08/2021; 

- e) intervenções para instalação de sistemas e equipamento por determinação do ONS, CCEE ou ANEEL, tais como implantação do Sistema de Medição para Faturamento – SMF, SINOCON e sistemas para prestação de serviços ancilares; 

- f) intervenções necessárias a ensaios nos sistemas de autorrestabelecimento da central geradora; 

- g) restrição de potência em razão de queda útil, no caso de usinas hidrelétricas, desde que as respectivas tabelas que relacionam tais grandezas tenham sido previamente disponibilizadas pelo agente de geração ao ONS; 

- h) restrição parcial de disponibilidade de unidade geradora, até uma tolerância de 5% ou 5 MW, o que for menor; 

i) restrição hidráulica conjuntural em função de usos múltiplos; 

- j) restrição elétrica conjuntural imposta por outros sistemas de transmissão, pelo sistema de distribuição ou, outras origens que não caracterizem responsabilidade do empreendimento de geração; 

- k) restrição devido ao meio ambiente, que não caracterize responsabilidade do agente, tais como: vazamento de material tóxico ou poluente por parte de terceiros que limite a geração da usina de 

forma a evitar agravamento da situação e redução de geração para captura ou salvamento de animais; 

- l) restrição para sincronização e obtenção da potência máxima de unidade geradora de usina termelétrica despachada centralizadamente pelo ONS, limitada ao tempo total considerado no modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo. 

- m) restrição em unidade geradora que venha a ser suprida pela utilização de unidade geradora de contingência, em substituição à unidade geradora principal. 

- n) restrição para sincronização e obtenção da potência máxima de unidade geradora de usina hidrelétrica despachada centralizadamente pelo ONS, limitadas ao tempo total de 15 (quinze) minutos. 

## **ANEXO II - ENERGIA MÁXIMA ARMAZENÁVEL** 

|**SUBSISTEMA**|**RIO**|**RESERVATÓRIO**|**ENERGIA MÁXIMA**<br>**ARMAZENÁVEL**<br>**(MWmed)**|**FATOR DE**<br>**PROPORCIONALIDADE (%)**|
|---|---|---|---|---|
|SE/CO|Grande|Furnas|35.110|27,2|
|||Marimbondo|5.474|4,2|
|||Água Vermelha|4.447|3,4|
||Paranaíba|Emborcação|21743|16,9|
|||Nova Ponte|19.323|15,0|
|||Itumbiara|15.831|12,3|
|||São Simão|5.087|3,9|
||Paraná|Ilha Solteira/Três<br>Irmãos|6.155|4,8|
||Tietê|Barra Bonita|2.731|2,1|
|||Promissão|1.833|1,4|
||Paranapanema|Jurumirim|4.050|3,1|
|||Chavantes|3.300|2,6|
|||Capivara|3.943|3,1|
|**TOTAL**|||**129.027**|**100**|
|SUL|Iguaçu|G.B.Munhoz|6.038|40,5|
|||S. Santiago|3.239|21,7|
||Uruguai|Barra Grande|2.634|17,7|
||Jacuí|Passo Real|2.985|20,1|
|**TOTAL**|||**14.896**|**100**|
|NE|S. Francisco|Três Marias|16.085|34,8|
|||Sobradinho|30.183|65,2|
|**TOTAL**|||**46.268**|**100**|
|N|Tocantins|Tucuruí|7.631|100|
|**TOTAL**|||**7.631**|**100**|

## **ANEXO III - EVENTOS QUE NÃO NECESSITAM DE COMPROVAÇÃO DE DISPONIBILIDADE** 

A comprovação de disponibilidade de que trata a subseção IV da Seção I do Capítulo I não será necessária quando: 

- a) a disponibilização da unidade geradora ocorrer em tempo inferior a 24 (vinte quatro) horas do início da indisponibilidade total ou parcial (desligamento ou restrição), exceto nos casos de indisponibilidade por falta de combustível; 

- b) ocorrerem desligamentos provocados por intervenção para limpeza de grades, devido à descida de mergulhadores de unidades adjacentes ou em tomadas d´água; 

- c) ocorrer desligamento forçado de unidade geradora em usina termelétrica: 

   - (i) no procedimento de partida; ou 

   - (ii) no processo de redução de geração para parada total da unidade geradora; 

- d) ocorrer desligamento de unidades a gás em usina termelétrica com ciclo combinado para possibilitar manobras nos “diverters dampers” e partida de unidade a vapor. 

## **ANEXO IV - ENERGIA ASSEGURADA (EA) DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS - PCH** 

|Agente Responsável|Ato Autorizativo|Ato Autorizativo|Nome da Usina|EA<br>(MWh/ano)|EA<br>(MWh/ano)|
|---|---|---|---|---|---|
||Número|Data||||
|Agro Pastoril Novo<br>Horizonte S.A.|Resoluçãono 652|26/11/2002|Novo Horizonte||84.184|
|Amper Energia Ltda|Resoluçãono 395|17/09/2001|Canoa Quebrada||195.173|
|Anhambi Agroindustrial<br>Ltda.|Resoluçãono 078|05/04/2000|Vitorino||24.966|
|Arcadis Logos Energia S.A.|Resoluçãono 717|24/12/2003|Ponte Alta||85.848|
|Boa Sorte Energética S. A.|Resoluçãono 040|03/02/2004|Boa Sorte||88.564|
|Buriti Energia Ltda.|Resoluçãono 710|17/12/2002|Salto Buriti||69.116|
|C. J. Energética Ltda.|Resoluçãono 650|26/12/2001|São Bernardo||71.306|
|Caeté Empreendimentos<br>Energéticos Ltda.|Resoluçãono 524|03/12/2001|Senador Jonas Pinheiro||33.288|
|Centrais Elétricas da<br>Mantiqueira – CEM|Resoluçãono 606|05/11/2002|Arvoredo||63.072|
|Centrais Elétricas da<br>Mantiqueira – CEM|Resoluçãono 587|29/10/2002|Alto Irani||120.012|
|Centrais Elétricas da<br>Mantiqueira – CEM|Resoluçãono 607|05/11/2002|Plano Alto||89.965|
|Central Hidrelétrica Salto<br>das Flores Ltda.|Resoluçãono 738|18/12/2002|Salto das Flores||33.814|
|CNBO Produtora de Energia<br>Elétrica Ltda.|Resoluçãono 672|26/12/2001|Areia||71.569|
|CNBO Produtora de Energia<br>Elétrica Ltda.|Resoluçãono 673|26/12/2001|Água Limpa||91.717|
|Construtora Gautama Ltda|Resoluçãono 698|17/12/2002|Palma||101.879|
|Construtora Gautama Ltda|Resoluçãono 697|17/12/2002|Muçungo||40.121|
|Curuá Energia Ltda.|Resolução no 636 |22/11/2002|Salto Curuá||160746|
||||||.|
|Desenvix S.A.|Resoluçãono 605|21/12/2001|Esmeralda||107.923|
|Eletroriver S.A.|Resoluçãono 356|22/12/1999|Carangola||83.833|
|Eletroriver S.A.|Resoluçãono 369|29/12/1999|Fumaça IV||22.864|
|Empreendimentos<br>Patrimoniais Santa Gisele<br>Ltda.|Resoluçãono 139|06/04/2004|Queluz||187.464|

|Empreendimentos<br>Patrimoniais Santa Gisele<br>Ltda.|Resoluçãono 138|06/04/2004|Lavrinhas|187.464|
|---|---|---|---|---|
|Engecon – Engenharia,<br>Gerenciamento e<br>Consultoria Ltda.|Resoluçãono 198|04/05/2004|Figueirópolis|133.590|
||||||
|Geraoeste – Usinas<br>Elétricas do Oeste Ltda.,<br>Linear Participaçõese<br>Incorporaões Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 761|18/12/2002|Europa|21.024|
|GERMAT – Geradora de<br>Energia do Estado do Mato<br>Grosso Ltda.|Resoluçãono 217|05/05/2004|Mestre|7.008|
|GERMAT – Geradora de<br>Energia do Estado do Mato<br>Grosso Ltda.|Resoluçãono 210|05/05/2004|Santa Cecília|13.490|
|Guascor Geratec Ltda.|Resoluçãono 709|24/12/2003|Monte Alegre|93.644|
|Guascor Geratec Ltda.|Resoluçãono 748|18/12/2002|Posse|79.278|
|Guascor Geratec Ltda.|Resoluçãono 716|24/12/2003|São Sebastião|80.680|
|Heidrich Geração Elétrica|Resoluçãono 276|21/05/2002|Cachoeira do Rio Rauen|9.110|
|Hidropower Energia Ltda|Resoluçãono 752|18/12/2002|Engo José Gelásio da<br>Rocha|104.244|
|Hidrotérmica S.A.|Resoluçãono 055|17/02/2004|Boa Fé|87.250|
|Hidrotérmica S.A.|Resoluçãono 060|17/02/2004|São Paulo|63.948|
|Hidrotérmica S.A.|Resoluçãono 064|18/02/2004|Autódromo|86.987|
|HP2 do Brasil Ltda.|Resoluçãono 388|10/09/2001|Pipoca|104.244|
|Ibirama Energética S.A.|Resoluçãono 024|27/01/2004|Ibirama|121.939|
|Indústria e Comércio de<br>Madeiras – MAFRÁS<br>Ltda.|Resoluçãono 069|02/03/2004|Mafrás|26.543|
|Lagoa Grande Energética<br>S.A.|Resoluçãono 037|03/02/2004|Lagoa Grande|117.647|
|Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 23|27/01/2004|Divisa|73.847|

|Linear Participações e<br>Incorporações Ltda.,<br>GERAOESTE – Usinas<br>Elétricas do Oeste Ltda. e<br>MCA Energia e Barragem<br>Ltda.|Resoluçãono 760|18/12/2002|Sete Quedas Alta|81.468|
|---|---|---|---|---|
|Ludesa Energética S. A.|Resoluçãono 705|17/12/2002|Ludesa|151.110|
|Maggi Energia S.A.,<br>Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 725|18/12/2002|Telegráfica|231.702|
|Maggi Energia S.A.,<br>Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 729|18/12/2002|Rondon|99.163|
||||||
|Maggi Energia S.A.,<br>Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 724|18/12/2002|Parecis|119.924|
|Maggi Energia S.A.,<br>Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 742|18/12/2002|Ilha Comprida|145.241|
|Maggi Energia S.A.,<br>Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 728|18/12/2002|Segredo|161.885|
|Maggi Energia S.A.,<br>Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 726|18/12/2002|Sapezal|123.691|
|Maggi Energia S.A.,<br>Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 723|18/12/2002|Jesuíta|172.747|

|Maggi Energia S.A.,<br>Linear Participações e<br>Incorporações Ltda. e MCA<br>Energia e Barragem Ltda.|Resoluçãono 743|18/12/2002|Cidezal|129.911|
|---|---|---|---|---|
|Paranatinga Energia Ltda.|Resoluçãono 740|18/12/2002|Paranatinga I|76.300|
|Perdizes Energética Ltda.|Resoluçãono 253|21/05/04|Lajinha|9.373|
|Porto Franco Energética S.A.|Resoluçãono 039|03/02/2004|Porto Franco|169.068|
|Riacho Preto Energética S.A.|<br>Resoluçãono 038|03/02/2004|Riacho Preto|53.786|
|Rio do Sangue Energia Ltda.|Resoluçãono 280|17/06/2003|Garganta da Jararaca|181.595|
|RTK Consultoria Ltda.|Resoluçãono 195|04/05/2004|Pira|82.870|
|RTK Consultoria Ltda.|Resoluçãono 234|05/05/2004|Contestado|29.784|
|RTK Consultoria Ltda.|Resoluçãono 226|05/05/2004|Rodeio Bonito|68.240|
|RTK Consultoria Ltda.|Resoluçãono 231|05/05/2004|Coronel Araújo|30.660|
|Santa Cruz Power<br>Corporation Usinas<br>Hidroelétricas Ltda.|Resoluçãono 510|26/11/2001|São Domingos II|185.712|
|São Tadeu Energética Ltda.|Resoluçãono 700|17/12/2002|São Tadeu|79.804|
|SEBAND – Sociedade de<br>Energia Bandeirantes|Resoluçãono 541|03/10/2002|Anhanguera|99.601|
|SEBAND – Sociedade de<br>Energia Bandeirantes|Resoluçãono 706|17/12/2002|Palmeiras|70.956|
|SEBAND – Sociedade de<br>Energia Bandeirantes|Resoluçãono 549|03/10/2002|Retiro|71.044|
|Tupan Energia Elétrica Ltda|Resoluçãono 755|18/12/2002|Rondonópolis|122.640|
|Usina Elétrica do Nhandu<br>Ltda.|Resoluçãono 438|17/11/2000|Rochedo|39.420|
|IRCEL - Irmãos Rodrigues<br>Centrais Elétricas Ltda.|Resoluçãono 043|03/02/2004|Rancho Queimado I|21.024|

## **ANEXO V - ENERGIA DE REFERÊNCIA (ER) DE USINAS EOLIOELÉTRICAS - UEE** 

|Agente Responsável|Ato Autorizativo|Ato Autorizativo|Nome da Usina Data|ER<br>(MWh/ano)|
|---|---|---|---|---|
||Número|Data|||
|Água das Dunas<br>Empreendimentos Lagoas de<br>Genipabu Ltda.|Resoluçãono 128|29/03/2004|UEE Lagoas de Genipabu|<br>13.933|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 013|19/01/2004|UEE Millennium|34.681|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 106|16/03/2004|UEE Mataraca|11.190|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 099|16/03/2004|UEE Atlântica|10.670|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 100|16/03/2004|UEE Caravela|12.914|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 097|16/03/2004|UEE Coelhos I|12.163|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 713|24/12/2003|UEE Aralém|80.577|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 096|16/03/2004|UEE Albatroz|12.560|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 094|16/03/2004|UEE Presidente|11.742|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 722|24/12/2003|UEE Fonseca|248.159|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 098|16/03/2004|UEE Coelhos III|11.545|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 720|24/12/2003|UEE Zumbi|91.902|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 95|16/03/2004|UEE Camurim|11.356|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 104|16/03/2004|UEE Coelhos II|11.581|
|Bioenergy Geradora de Energia<br>Ltda.|Resoluçãono 105|16/03/2004|UEE Coelhos IV|11.545|
|Cardus Estratégias Urbanas|Resoluçãono 078|09/03/2004|UEE Vitória|11.844|
||||||
|Ltda.|||||
|Cataventos Paracuru Ltda.|Resoluçãono 227|06/05/2003|UEE Paracuru|395.438|
|Cataventos Ubajara Ltda.|Resoluçãono 228|06/05/2003|UEE Ubajara|285.062|
|Cedin do Brasil Ltda.|Resoluçãono 134|06/04/2004|UEE Alhandra|7.857|

|Compinvest Mercosul S.A.|Resoluçãono 195|09/04/2002|UEE Ponta do Mel|133.903|
|---|---|---|---|---|
|Cooperativa de Energia,<br>Comunicação e<br>Desenvolvimento do Vale do<br>Siriji Ltda. - CERSIL|Resoluçãono 030|23/01/2002|UEE Pirauá|11.215|
|Eco Energy Beberibe Ltda|Resoluçãono 104|29/03/2001|UEE Beberibe|69.275|
|Eletrowind S.A.|Resoluçãono 776|23/12/2002|UEE Vale da Esperança|74.800|
|Eletrowind S.A.|Resoluçãono 659|16/12/2001|UEE Praia do Morgado|89.677|
|Eletrowind S.A.|Resoluçãono 526|24/09/2002|UEE Praia de Parajuru|81.091|
|Eletrowind S.A.|Resoluçãono 660|27/12/2001|UEE Volta do Rio|173.881|
|Eletrowind S.A.|Resoluçãono 762|20/12/2002|UEE Praia do Arrombado|64.660|
|Eletrowind S.A.|Resoluçãono 516|16/09/2002|UEE Ariós|43.658|
|EMEL - Empreendimentos em<br>Energia Ltda.|Resoluçãono 217|24/04/2003|UEE Parque Eólico<br>Caponga|22.721|
|Enerbrasil - Energias Renováveis<br>do Brasil Ltda.|<br>Resoluçãono 581|19/12/2001|UEE RN 15 - Rio do Fogo|<br>161.636|
|Enerbrasil - Energias Renováveis<br>do Brasil Ltda.|<br>Resoluçãono 574|17/12/2001|UEE PE 2 - Serra da<br>Macambira|213.182|
|Enerbrasil - Energias Renováveis<br>do Brasil Ltda.|<br>Resoluçãono 652|26/12/2001|UEE RN 4 - Pititinga|164.224|
|Enerbrasil - Energias Renováveis<br>do Brasil Ltda.|<br>Resoluçãono 717|31/12/2001|UEE PE 3 - Poção|75.283|
|Enerbrasil - Energias Renováveis<br>do Brasil Ltda.|<br>Resoluçãono 578|17/12/2001|UEE RN 1 - Mel|329.579|
|Enerbrasil - Energias Renováveis<br>do Brasil Ltda.|<br>Resoluçãono 656|26/12/2001|UEE RN 11 - Guamaré|412.035|
|Enerbrasil - Energias Renováveis<br>do Brasil Ltda.|<br>Resoluçãono 567|17/12/2001|UEE RN 3 - Gameleira|144.603|
|Energias Alternativas do Ceará<br>Ltda. - Enacel|Resoluçãono 625|12/11/2002|UEE UEE Enacel|69.497|
|Eólica Formosa Ltda.|Resoluçãono 307|04/06/2002|UEE Praia Formosa|209.992|
|Eólica Icaraizinho Ltda.|Resoluçãono 454|27/08/2002|UEE Icaraizinho|181.940|
|Eólica Maceió Ltda.|Resoluçãono 564|17/12/2001|UEE Maceió|565.396|
|Fruitrade Comércio e Exportação<br>Ltda.|<br>Resoluçãono 715|24/12/2003|UEE Xavante|10.826|
|Fruitrade Comércio e Exportação<br>Ltda.|<br>Resoluçãono 719|24/12/2003|UEE Mandacarú|11.614|
|Fruitrade Comércio e Exportação<br>Ltda.|<br>Resoluçãono 723|24/12/2003|UEE Santa Maria|10.571|

|Fruitrade Comércio e Exportação<br>Ltda.|<br>Resoluçãono 724|24/12/2003|UEE Gravatá Fruitrade|11.781|
|---|---|---|---|---|
|Fuhrlander Energia Brasil Ltda.|<br>Resoluçãono 657|26/12/2001|UEE Pecém|55.290|
|Gamesa Serviços Brasil Ltda.|Resoluçãono 617|12/11/2002|UEE Pedra de|232.647|
||||||
||||Livramento||
|Gamesa Serviços Brasil Ltda.|Resoluçãono 619|12/11/2002|UEE Serra dos Antunes|306.757|
|Heraklion Participações S.A.|Resoluçãono 561|17/12/2001|UEE BA 3 - Caetité|724.267|
|New Energy Options - NEO|Resoluçãono 663|26/12/2001|UEE Eólica Alegria I|145.274|
|New Energy Options - NEO|Resoluçãono 662|26/12/2001|UEE Alegria II|255.207|
|Parque Eólico de Santa Catarina<br>Ltda.|<br>Resoluçãono 675|10/12/2002|UEE Água Doce|26.059|
|Pégasus Desenvolvimento de<br>Negócios SC Ltda.|Resoluçãono 028|27/01/2004|UEE Aquibatã|78.004|
|Pégasus Desenvolvimento de<br>Negócios SC Ltda.|Resoluçãono 058|17/02/2004|UEE Campo Belo|27.245|
|Pégasus Desenvolvimento de<br>Negócios SC Ltda.|Resoluçãono 062|18/02/2004|UEE Amparo|58.363|
|Pégasus Desenvolvimento de<br>Negócios SC Ltda.|Resoluçãono 056|17/02/2004|UEE Três Pinheiros|75.200|
|Pégasus Desenvolvimento de<br>Negócios SC Ltda.|Resoluçãono 031|27/01/2004|UEE Rio do Ouro|73.928|
|Pégasus Desenvolvimento de<br>Negócios SC Ltda.|Resoluçãono 063|18/02/2004|UEE Cruz Alta|79.788|
|Pégasus Desenvolvimento de<br>Negócios SC Ltda.|Resoluçãono 041|03/02/2004|UEE Bom Jardim|69.549|
|Rosa dos Ventos Ltda.|Resoluçãono 329|18/06/2002|UEE Canoa Quebrada|38.319|
|Rosa dos Ventos Ltda.|Resoluçãono 596|11/11/2003|UEE Caraúbas|36.671|
|Rosa dos Ventos Ltda.|Resoluçãono 340|25/06/2002|UEE Lagoa do Mato|10.080|
|Santa Cruz Energia Ltda.|Resoluçãono 032|27/01/2004|UEE Salto|81.318|
|Santa Cruz Energia Ltda.|Resoluçãono 029|27/01/2004|UEE Santo Antônio|4.776|
|Santa Cruz Energia Ltda.|Resoluçãono 030|27/01/2004|UEE Cascata|12.888|
|Santa Cruz Energia Ltda.|Resoluçãono 027|27/01/2004|UEE Púlpito|76.246|
|Seawest do Brasil - Projetos e<br>Participações Ltda.|Resoluçãono 534|1/10/2002|UEE de Gargaú|63.870|
|Seawest do Brasil - Projetos e<br>Participações Ltda.|Resoluçãono 533|1/10/2002|UEE Pedra do Sal|68.463|
|Servtec Energia Ltda.|Resoluçãono 93|07/03/2003|UEE Bons Ventos|135.244|

|SES - Soluções de Energias<br>Sustentáveis Ltda.|Resoluçãono 712|24/12/2003|UEE Paraíso Azul|136.423|
|---|---|---|---|---|
|SES - Soluções de Energias<br>Sustentáveis Ltda.|Resoluçãono 299|04/06/2002|UEE Paraíso Farol|322.359|
|SIIF Energies do Brasil Ltda.|Resoluçãono 555|17/12/2001|UEE Quintanilha<br>Machado I|288.553|
|SIIF Energies do Brasil Ltda.|Resoluçãono 460|27/08/2002|UEE Paracuru|68.028|
|SIIF Cinco Ltda.|Resoluçãono 306|04/06/2002|UEE Foz do Rio Choró|63.793|
|Ventos Energia e Tecnologia<br>Ltda.|Resoluçãono 680|10/12/2002|UEE Canoa Quebrada|179.866|
|Ventos Energia e Tecnologia<br>Ltda.|Resoluçãono 777|23/12/2002|UEE Taíba Águia|98.104|
|Ventos Energia e Tecnologia<br>Ltda.|Resoluçãono 778|23/12/2002|UEE Taíba Albatroz|58.774|
|Ventos Energia e Tecnologia<br>Ltda.|Resoluçãono 022|27/01/2004|UEE Parque Eólico Taíba<br>Andorinha|59.136|
|Wobben Windpower Indústria e<br>Comércio Ltda.|<br>Despacho no 063|14/02/2002|UEE da Fábrica da<br>Winpower no Pacém|1.279|
|Água Doce Energia Ltda|Resoluçãono 227|05/05/2004|UEE do Vigia|79.550|
|Elebrás Projetos Ltda|Resoluçãono 495|04/09/2002|UEE Elebrás Cidreira I|220.310|
|Empresa Energética Santa Marta<br>Ltda – ENERSAN|<br>Resoluçãono 123|25/03/2003|UEE Santa Marta|128.122|
|Enerfin do Brasil - Produtora de<br>Energia Ltda|Resoluçãono 690|17/12/2002|UEE dos Índios|154.647|
|Enerfin do Brasil - Produtora de<br>Energia Ltda|Resoluçãono 692|17/12/2002|UEE Osório|155.151|
|Enerfim do Brasil - Produtora de<br>Energia Ltda|<br>Resoluçãono 767|23/12/2002|UEE Palmares|18.802|
|Enerfin do Brasil - Produtora de<br>Energia Ltda|Resoluçãono 691|17/12/2002|UEE Sangradouro|160.438|
|Energia Regenerativa Brasil<br>Ltda|Resoluçãono 534|14/10/2003|UEE Osório I|89.296|
|Energia Regenerativa Brasil<br>Ltda|Resoluçãono 512|30/09/2003|UEE Casqueiro I|19.294|
|Energia Regenerativa Brasil<br>Ltda|Resoluçãono 543|14/10/2003|UEE Casqueiro II|140.966|
|Energia Regenerativa Brasil<br>Ltda|Resoluçãono 501|30/09/2003|UEE Xangri-lá I|76.345|
|Energia Regenerativa Brasil<br>Ltda|Resoluçãono 511|30/09/2003|UEE Xangri-lá II|17.746|

## **ANEXO VI - ENERGIA DE REFERÊNCIA (ER) DE USINAS TERMELÉTRICAS - UTE A BIOMASSA** 

|Agente Responsável|<br>Ato Autorizativo|<br>Ato Autorizativo|Nome da Usina||Antes da<br>Ampliação|Após a<br>Ampliação ou<br>Usina Nova|
|---|---|---|---|---|---|---|
||Número|Data|||ER (MWh/ano)|ER (MWh/ano)|
|ALCON-<br>Companhia de<br>Álcool Conceição da<br>Barra S.A.|Resoluçãono 207|05/05/2004|UTE ALCON||6.421|31.318<br>(Etapa 1)|
|||||||63.724 (Etapa<br>2)|
|Antônio Ruette<br>Agroindustrial Ltda.|Resoluçãono 144|08/04/2004|UTE Ruette||12.714|102.074|
|Central Energética<br>Jitituba Ltda.|Resoluçãono 434|21/08/2002|UTE Jitituba<br>Sto. Antônio||40.391|101.278|
|Central Energética<br>Seresta Ltda.|Resoluçãono 194|04/05/2004|UTE Seresta||20.988|45.422|
|Cocal Comércio<br>Indústria Canaã|Resoluçãono 183|04/05/2004|UTE Canaã||-|148.691|
||||||||
|Açúcar e Álcool Ltda|||||||
|Companhia<br>Agrícola Sonora<br>Estância|Resoluçãono 002|12/01/2004|UTE Sonora||15.049|121.362|
|Companhia<br>Energética Santa<br>Elisa|Resoluçãono 271|17/07/2001|UTE Sta. Elisa||234.933|309.267|
|Cooperativa<br>Agroindustrial de<br>Rubiataba Ltda.|Resoluçãono 216|05/05/2004|UTE<br>COOPERRUBI||12.606|84.659|
|COSAN S.A.<br>Indústria e<br>Comércio - Filial<br>Costa Pinto|Resoluçãono 238|05/05/2004|UTE Costa Pinto||<br>41.341|219.632|

|COSAN S.A.<br>Indústria e<br>Comércio - Filial<br>Rafard|Resoluçãono 79|09/03/2004|UTE Rafard|29.517|156.529|
|---|---|---|---|---|---|
|COSAN S.A.<br>Indústria e<br>Comércio - Filial<br>Santa Helena|Resoluçãono 145|08/04/2004|UTE Santa<br>Helena|15.799|114.118|
|COSAN S.A.<br>Indústria e<br>Comércio - Filial São<br>Francisco|Resoluçãono 76|09/03/2004|UTE<br>SãoFrancisco|19.787|100.881|
|COSAN S.A.<br>Indústria e<br>Comércio- Filial<br>Diamante|Resoluçãono 107|18/03/2003|UTE Diamante|15.839|146.457|
|CRV Industrial Ltda.|<br>Resoluçãono 229|05/05/2004|UTE CRV|10.735|100.421|
|DASA-Destilaria de<br>Álcool Serra dos<br>Aimorés S.A.|Resoluçãono 200|04/05/2004|UTE DASA|7.021|34.182|
|Destilaria Água<br>Bonita Ltda.|Resoluçãono 75|09/03/2004|UTE Água Bonita|<br>6.133|80.206|
|Destilaria Carvão<br>Ltda.|Resoluçãono 215|05/05/2004|UTE Iolando<br>Leite|-|21.900|
|Destilaria Pioneiros<br>S.A.|Resoluçãono 125|29/03/2004|UTE Pioneiros|15.452|99.393|
|Destilaria WD Ltda.|Resoluçãono 166|29/04/2004|UTE WD|10.290|24.081|
|DISA-Destilaria<br>Itaúnas S.A.|Resoluçãono 218|05/05/2004|UTE DISA|13.138|143.100|
|Eletron Centrais<br>Elétricas Ltda.|Resoluçãono 223|05/05/2004|UTE<br>Brasilândia|16.504|77.310|
|Eletron Centrais<br>Elétricas Ltda.|Resoluçãono 87|16/03/2004|UTE<br>Sidrolândia|13.891|92.462|
|Energia Ambiental<br>Ltda.|Resoluçãono 162|29/04/2004|UTE Energia<br>Ambiental|22.171|133.586|
|||||||
|Energia Ambiental<br>Ltda.|Resoluçãono 222|05/05/2004|UTE Energia<br>Ambiental 2|-|12.727|
|FBA-Franco<br>Brasileira S.A.<br>Açucar e ÁlcoolFilial<br>Ipaussu|<br>Resoluçãono 169|29/04/2004|UTE Ipaussu|22.341|146.616|

|GEEA-Geradora de<br>Energia Elétrica<br>Alegrete|Resoluçãono 205|05/05/2004|UTE GEEA<br>Alegrete|-|60.960|
|---|---|---|---|---|---|
|Giasa S.A.|Resoluçãono 220|05/05/2004|UTE Giasa II|38.089|84.961|
|Goiasa-Goiatuba<br>Álcool Ltda.|Resoluçãono 95|11/03/2003|UTE Goiasa|17.186|145.669|
|Jalles Machado S.A.|Resoluçãono 209|12/06/2001|UTE Jalles<br>Machado S.A.<br>- Central<br>Elétrica|111.066|150.507|
|JB Açucar e Álcool<br>Ltda.|Resoluçãono 522|03/12/2001|UTE JB|10.220|125.757|
|LASA-Linhares<br>Agroindustrial S.A.|Resoluçãono 127|29/03/2004|UTE Lasa|8.743|39.862<br>(Etapa 1)|
||||||106.707<br>(Etapa 2)|
|Nova Geração<br>Comércio e<br>Serviços Ltda.|Resoluçãono 221|05/05/2004|UTE Nova<br>Geração|22.677|105.547|
|S.A. Usina Coruripe<br>Açucar e Álcool|Resoluçãono 228|05/05/2004|UTE Coruripe|70.028|150.520|
|USACIGA-Açucar,<br>Álcool e Energia<br>Elétrica Ltda.|Resoluçãono 196|04/05/2004|UTE USACIGA|22.318|213.786|
|Usina Caeté S.A -<br>Filial Marituba|Resoluçãono 159|27/03/2002|UTE Marituba|28.959|72.397|
|Usina de Açucar<br>Sta. Terezinha<br>Ltda.-USAÇUCAR|Resoluçãono 202|04/05/2004|UTE Sta.<br>Terezinha|11.514|180.970|
|Usina Estivas S.A.|Resoluçãono 365|03/07/2002|UTE Estivas|41.989|58.148|
|Usina Goianésia S.A.|<br>Resoluçãono 167|29/04/2004|UTE Goianésia|10.930|32.608|
|Usina Mandu S.A.|Resoluçãono 574|29/10/2003|UTE Mandu|25.763|100.854|
|Usina Santo Ângelo<br>Ltda.|Resoluçãono 140|06/04/2004|UTE Santo<br>Ângelo|11.585|68.706|
|Vale Verde<br>Empreendimentos<br>Agrícolas Ltda.|Resoluçãono 259|14/05/2002|UTE Baía<br>Formosa|21.211|92.720|
|Usina Caeté S.A -<br>Filial Delta|Resoluçãono 139|25/03/2002|UTE Delta|118.653|189.631|

|Usina Caeté S.A -<br>Filial Volta Grande|Resoluçãono 138|25/03/2002|UTE Volta<br>Grande|92.857|204.591|
|---|---|---|---|---|---|
|Usina Cerradinho|Resoluçãono 047|01/02/2001|UTE|111.645|270.559|
|Açúcar e Álcool S.A|||Cerradinho|||
|Agro Indústrias do<br>Vale do São<br>Francisco S.A. -<br>AGROVALE|Resoluçãono 212|05/05/2004|UTE Agrovale|20.798|28.468|
|Ecoluz do Paraná<br>Ltda.|Resoluçãono 300|27/07/2001|UTE Ecoluz|0|83.254|
|Battistella Indústria e<br>Comércio Ltda.|<br>Resoluçãono 208|05/05/2004|UTE Battistella|27.316|131.439|
|Winimport S.A.|Resolução nº505|30/09/2003|UTE<br>Winimport|0|94.618|

## **ANEXO VII - ENERGIA ASSEGURADA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS NÃO DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE, CONSIDERADAS NA DETERMINAÇÃO DOS VOLUMES DE ENERGIA DOS CONTRATOS INICIAIS** 

|EMPRESA|USINA|ENERGIA ASSEGURADA (MW médio)|
|---|---|---|
|CERJ|AREAL|9|
||CHAVE DO VAZ|0,3|
||EUCLIDLANDIA|0,7|
||FAGUNDES|2,7|
||FRANCA AMARAL|4,5|
||MACABU|7,33|
||PIABANHA|6,5|
||TOMBOS|1|
||VENÂNCIO|0,35|
||||
|CELG|MAMBAI|0,25|
||MOSQUITO|0,26|
||ROCHEDO|3|
||SÃO DOMINGOS|8|
||||
|ESCELSA|ALEGRE|1,20|
||FRUTEIRAS|5,56|
||JUCU|2,91|
||MANGARAVITI|1,68|
||MIMOSO|0,63|
||RIO PRETO|0,05|
||RIO BONITO|8|
||SUIÇA|15|
||||
|EMAE|BOCAINA|0,4|
||ISABEL|0,6|
||PORTO GOES|4|
||RASGÃO|5|
||SALESÓPOLIS|1,4|
||SODRÉ|0,4|
||||
|CEB|PARANOÁ|13|
||||
|CPFL|AMERICANA|9|
||BURITIS|0,9|
||CAPÃO PRETO|1|

||CHIBARRO|0,7|
|---|---|---|
||DOURADOS|5,8|
||ELOY CHAVES|12,2|
||ESMERIL|1|
||G.PEIXOTO|2,2|
||JAGUARI|9|
||||
||LENÇÓIS|1,68|
||PINHAL|3,7|
||SALTO GRANDE|3,3|
||SANTANA|2,9|
||SÃO JOAQUIM|2,9|
||SOCORRO|0,6|
||TRÊS SALTOS|0,6|
||||
|CEMAT|ARAGUAIA|0,72|
||PARAGUAI|1,51|
||BRAÇO NORTE|3,67|
||CASCA2|3,08|
||CASCA3|7,73|
||CULUENE|1,18|
||POXORÉO|0,55|
||PRIMAVERA|4,2|
||TORIXORÉO|0,65|
||||
|CEMIG|ANIL|0,8|
||B.J.GALHO|0,13|
||CAJURU|3,86|
||DONA RITA|0,84|
||GAFANHOTO|6,68|
||JACUTINGA|0,47|
||JOASAL|5,2|
||LUIZ DIAS|1,04|
||MACHADO MIN.|1,14|
||MARMELOS|1,55|
||MARTINS|2,8|
||PACIÊNCIA|2,13|
||PANDEIROS|2,07|
||PARAÚNA|1,9|
||PETI|6,51|
||PIAU|8|
||POÇO FUNDO|4,16|
||RIO DAS PEDRAS|4,6|

||SÃO BERNARDO|3,79|
|---|---|---|
||S.MARTA|0,5|
||S.MORAIS|0,82|
||SUMIDOURO|1,03|
||TRONQUEIRAS|4,60|
||XICÃO|0,61|
||||
|CGEET|CORUMBATAI|1|
||MOGI GUAÇU|4,4|
||||
|ELEKTRO|EMAS NOVA|3|
||LOBO|1,5|
||||
|CELESC|BRACINHO|8|
||CAVEIRAS|2,5|
||CEDROS|7,1|
||CELSO RAMOS|3,8|
||GARCIA|7,1|
||I.SILVEIRA|2|
||PALMEIRAS|13,32|
||PERY|4|
||PIRAI|0,4|
||R.PEIXE|0,5|
||SALTO|8,8|
||SÃO LOURENÇO|0,18|
||||
|ENERSUL|COXIM|0,3|
||MIMOSO|20,9|
||SÃO JOÃO I|0,6|
||SÃO JOÃO II|0,5|
||||
|COPEL|APUCARANINHA|6,71|
||CAVERNOSO|0,86|
||CHAMINÉ|11,6|
||CHOPIM I|1,27|
||DESVIO JORDÃO|5,85|
||GUARICANA|13,6|
||MARUMBI|6,56|
||MELISSA|0,57|
||MOURÃO|5,3|
||PITANGUI|0,57|
||R.PATOS|1,13|
||S. DO VAU|0,6|

||SÃO JORGE|1,62|
|---|---|---|
||||
|CEEE|BUGRES|10|
||CANASTRA|24|
||CAPIGUI|1,4|
||ERNESTINA|3,6|
||FORQUILHA|1|
||GUARITA|1,1|
||HERVAL|0,3|
||IJUIZINHO|0,5|
||IVAI|0,5|
||P. INFERNO|0,3|
||S. ROSAS|0,7|
||TOCA|0,2|
||||
|RGE|ANDORINHAS|0,1|
||GUAPORÉ|0,3|
||INGLÊS|0,1|
||PIRAPÓ|0,1|
||SALTINHO|0,6|
||TOUROS|0,1|
||||
|COELBA|ALTO FÊMEAS|9|
||CORRENTINA|8|
||||
|CHESF|ARARAS|2|
||CUREMAS|2|
||FUNIL|15,5|
||PEDRA|7,2|
||||
|CELTINS|AGRO TRAFO|6,8|
||CORUJÃO|0,5|
||LAGES|1,5|