AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.009, DE 22 DE MARÇO DE 2022

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.009, DE 22 DE MARÇO DE 2022

Estabelece as regras atinentes à contratação de energia pelos agentes nos ambientes de contratação regulado e livre.

Texto Compilado

Voto

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas

atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto na Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, Lei nº 9.648, de 27 de maio de

1998, na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, na Lei nº 13.203, de 09 de dezembro de 2015, no Decreto

nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, no Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, no Decreto nº 10.139, de 28 de novembro de 2019, na Portaria nº 6.405, de 27 de maio de 2020 e o que consta do Processo nº 48500. 004032/2021-11, resolve:

TÍTULO I

DA CONTRATAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

CAPÍTULO I DO OBJETO

Seção I

Do Objeto e Âmbito de Aplicação

Art. 1º Estabelecer, na forma desta Resolução Normativa:

I. os critérios e procedimentos para controle dos contratos de comercialização de energia

elétrica;

II. as condições para a contratação de Cotas de Garantia Física de Energia e Potência, em observância ao disposto no Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012;

III. as condições para a comercialização da energia das centrais de geração Angra 1 e Angra 2, pertencentes à Eletrobrás Termonuclear S/A – Eletronuclear, com todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional – SIN;

IV. as condições para a comercialização de energia elétrica, proveniente de geração

distribuída;

V. os critérios e condições para aplicação do mecanismo de compensação de sobras e déficits de energia elétrica e de potência de contrato de comercialização de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração - MCSD Energia Nova, da celebração de Acordos Bilaterais entre partes signatárias de Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR vinculados a empreendimentos de geração que não possuam unidades geradoras em operação comercial, do Mecanismo de Venda de Excedentes de energia elétrica – MVE e do mecanismo de compensação de sobras e déficits de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração – MCSD Contratação Escalonada, de que trata o § 5º do art. 28 do Decreto no 5.163, de 30 de julho de 2004;

VI. na forma do Anexo VII desta Resolução, o modelo de edital dos leilões de ajuste para compra de energia elétrica para fins de complementação do atendimento do mercado cativo dos agentes de distribuição de que trata o Art. 26 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, delega a execução à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e dá outras providências;

VII. as condições e os critérios para o repasse de preço de contrato de compra de energia elétrica, no caso de atraso da entrada em operação comercial de unidade geradora ou de empreendimento de importação de energia vinculado a contrato de venda original celebrado com distribuidora;

VIII. o critério de alocação dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, cujo Custo Variável Unitário – CVU seja superior ao valor do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD;

IX. a atualização dos procedimentos para o cálculo dos limites de repasse dos preços de compra de energia elétrica para as tarifas de fornecimento das concessionárias e permissionárias de distribuição e estabelecer, para os contratos de compras de energia elétrica oriunda de centrais termelétricas integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, instituído pelo Decreto nº 3.371, de 24 de fevereiro de 2000, em fase de implantação comprovada os Valores Normativos, referidos a junho de 2001, e estabelecer para os contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica de prazo igual ou superior a vinte e quatro meses, referentes aos empreendimentos em fase de implantação comprovada, os Valores Normativos, referidos a janeiro de 2001;

X. os critérios para cálculo do montante de reposição e contratações adicionais dos agentes de distribuição do Sistema Interligado Nacional - SIN, para contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes;

XI. os critérios para cálculo dos montantes de exposição e sobrecontratação involuntária em atendimento aos artigos 2º, 3º e 18 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004;

XII. as condições para a comercialização de energia elétrica, oriunda de empreendimentos de geração que utilizem fontes primárias incentivadas, com unidade ou conjunto de unidades consumidoras cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN.

XIII. as condições para a anuência, no âmbito do Sistema Integrado do Comércio Exterior - SISCOMEX, às operações de importação e de exportação de energia elétrica, realizadas no Sistema Interligado Nacional - SIN e no sistema isolado.

XIV. as disposições relativas à contratação de energia de reserva e aprova o modelo do Contrato de Uso da Energia de Reserva – CONUER.

XV. os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica por agentes participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE

XVI. a revogação da Cláusula 14 dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs por disponibilidade referentes aos Leilões de Energia Nova - LEN realizados entre 2005 e 2009 e as alterações na Cláusula 14 dos Contratos de Energia de Reserva dos 1º e 3º Leilões de Energia de Reserva;

XVII. as disposições relativas à contratação de Reserva de Capacidade, na forma de potência, e aprovar o modelo do Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade - COPCAP. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Parágrafo único. O disposto nesta Resolução se aplica às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, consumidores livres e especiais, geradores e comercializadores.

Art. 2º A aplicação desta Resolução é complementada pelas regras e procedimentos de comercialização.

CAPÍTULO II DAS DEFINIÇÕES

Seção I Das Definições

Art. 3º Para todos os fins e efeitos desta Resolução, são adotadas as seguintes definições:

a) - Quanto aos tipos de contrato:

I. Contrato de Comercialização de Energia a partir de Licitação Pública - CCELP: aquele destinado à comercialização de energia elétrica entre distribuidora com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano, integrante do SIN, e agente vendedor proveniente de licitação pública realizada pela distribuidora;

II. Contrato de Comercialização de Energia anterior a 2003 - CCE2003: aquele destinado à comercialização de energia elétrica entre distribuidora e agente vendedor, com início de vigência anterior a 11 de dezembro de 2003;

III. Contrato de Comercialização de Energia com Agente Supridor - CCESUP: aquele destinado à comercialização de energia elétrica entre distribuidora com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano, integrante do SIN, e o agente supridor;

IV. Contrato de Comercialização de Energia do Proinfa - CCEproinfa: aquele destinado à aquisição de energia elétrica no âmbito do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas - PROINFA;

V. Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Sistema Isolado - CCESI: aquele destinado à comercialização de energia elétrica nos sistemas isolados, por quantidade, proveniente de empreendimentos de geração existentes ou futuros, devendo ser celebrado por cada concessionária ou autorizada de geração vencedora de processo licitatório com cada distribuidora compradora;

VI. Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente de Contratação Livre - CCEAL: aquele destinado à comercialização de energia elétrica celebrado por agentes de geração, comercializadores e consumidores livres ou especiais, mediante preços livremente negociados, incluindo a cessão de montantes de energia elétrica por consumidores;

VII. Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR: aquele destinado à comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN, por disponibilidade ou quantidade, proveniente de empreendimentos de geração existentes ou futuros, devendo ser celebrado pela concessionária ou autorizada de geração vencedora de processo licitatório com cada distribuidora compradora;

VIII. Contrato de Comercialização de Energia no Sistema Isolado anterior a 2009 - CCESI2009: aquele destinado à comercialização de energia elétrica entre distribuidora e autorizado ou concessionário de geração, para atendimento de sistema isolado, com início de vigência anterior a 30 de julho de 2009;

IX. Contrato de Energia de Reserva - CER: aquele destinado à comercialização de energia elétrica de reserva no SIN, por disponibilidade ou quantidade, proveniente de empreendimentos de geração existentes ou futuros, devendo ser celebrado pela CCEE, que o firma em representação dos usuários de energia de reserva, com cada concessionária ou autorizada de geração vencedora de processo licitatório;

IX-A. Contrato de Potência de Reserva de Capacidade – CRCAP: aquele destinado à comercialização de reserva de capacidade no SIN, na forma de potência, proveniente de empreendimentos de geração existentes ou futuros, devendo ser celebrado pela CCEE, que o firma em representação dos usuários de reserva de capacidade, com cada concessionária ou autorizada de geração vencedora de processo licitatório; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

X. Contrato de Geração Distribuída - CGD: aquele destinado à aquisição, mediante a realização de chamada pública ou resultante de processo de desverticalização, de energia elétrica proveniente de empreendimentos elegíveis à condição de geração distribuída, por distribuidoras integrantes do SIN;

XI. Contrato de Importação ou Exportação de Energia Elétrica - CIE: aquele destinado à comercialização de energia elétrica própria da exportação ou importação, mediante intercâmbio ou ressarcimento, celebrado por agente devidamente autorizado com ente estrangeiro, observadas as

diretrizes pactuadas pela República Federativa do Brasil, bem assim as determinações emanadas do Poder Concedente;

XII. Contrato de Leilão de Ajustes - CLA: aquele destinado à comercialização de energia elétrica no SIN, por quantidade, devendo ser celebrado por cada concessionária ou autorizada de geração, comercializador e importador vencedor de processo licitatório com cada distribuidora compradora;

XIII. Contrato para Comercialização Varejista - CCV: aquele destinado à comercialização de energia elétrica no SIN, caracterizada pela representação continuada de um representado não submetido à adesão própria à CCEE por um Varejista habilitado; e

XIV. Termo de Cessão no MCSD - TCmcsd: aquele celebrado por distribuidora cedente e por cessionária, ambas do SIN, no âmbito do mecanismo de compensação de sobras e déficits de energia elétrica proveniente de CCEAR por empreendimentos de geração existentes;

b) - Quanto aos procedimentos de controle e demais definições:

I. aprovação: manifestação unilateral e discricionária em que a entidade ou autoridade competente aquiesce a realização de determinado ato ou negócio jurídico, prévia ou posteriormente, conforme trate de um pressuposto de validade ou de um requisito de eficácia, respectivamente;

II. elaboração dos contratos: procedimento que precede a assinatura, destinado à preparação da versão final de contratos de comercialização de energia elétrica cujas cláusulas tenham sido aprovadas pela ANEEL ou Ministério de Minas e Energia - MME, incluindo a qualificação das partes, montantes, objeto, preço e demais dados pertinentes.

III. homologação: manifestação unilateral e vinculada em que é certificada a legalidade de determinado ato ou negócio jurídico já realizado;

IV. prestação de informação: encaminhamento obrigatório de dados ou documentos relacionados a ato ou negócio jurídico já realizado, por requisição de órgão ou entidade competente; e

V. registro: cadastro obrigatório de dados ou documentos em livro ou banco de dados mantidos por órgãos ou entidades competentes, cuja efetivação lhe confere eficácia para todos os fins, salvo constatação posterior de vício material ou formal.

c) - Quanto a definições e premissas na contratação de Cotas de Garantia Física de Energia e

Potência:

I. Concessionário: Distribuidora e Gerador que receberem e alocarem Cotas, respectivamente;

II. Contrato de Constituição de Garantia Via Vinculação de Receitas ou CCG: contrato firmado entre a Distribuidora e a instituição financeira (Banco Gestor), que estabelece a forma de cumprimento das obrigações relativas ao pagamento das Cotas de Garantia Física;

III. Cotas: parcela decorrente do rateio, estabelecido em Resolução da ANEEL, da Garantia Física da Usina cuja concessão tenha sido renovada ou licitada com base no disposto no Decreto nº 7.805, de 2012;

IV. Distribuidora: pessoa jurídica com delegação do Poder Concedente para a exploração do serviço público de distribuição que receberá as Cotas;

V. Documento Fiscal: documento fiscal, previsto na legislação vigente, emitido pelo Gerador em face da Distribuidora;

VI. Garantia Física: é o montante, em MWmédios, correspondente à quantidade máxima de energia relativa à Usina que poderá ser utilizada para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos, estabelecido na forma constante da Portaria MME nº 258, de 28 de julho de 2008;

VII. Gerador: titular de concessão para geração de energia elétrica, renovada ou licitada nos termos do disposto no Decreto nº 7.805, de 2012, que alocar Cotas;

VIII. Liquidação Financeira Relativa às Cotas: processo de pagamento dos valores apurados como débitos das Distribuidoras, associados às Cotas, e o pagamento dos valores devidos aos Geradores, promovido pela CCEE;

IX. Mapa de Liquidação Financeira Relativa às Cotas: documento eletrônico emitido pela superintendência da CCEE que informa todos os valores a serem movimentados no âmbito da Liquidação Financeira Relativa às Cotas, individualizando os débitos e créditos relativos aos Geradores e às Distribuidoras;

X. Montante Contratado: corresponde ao montante de 95% da Cota, disponibilizado no centro de gravidade onde está localizada a Usina.

XI. Receita Anual de Geração – RAG: valor em Reais (R$/ano) a que o Gerador terá direito pela disponibilização da Garantia Física de sua Usina, definido por Resolução da ANEEL, nos termos do contrato de concessão da usina;

XII. SIMPLES/EPE: sistema de informações de mercado para o planejamento do setor elétrico, de responsabilidade da Empresa de Pesquisa Energética - EPE;

XIII. Usina: instalação industrial destinada à produção de energia elétrica, mediante exploração de potencial hidráulico.

d) - Quanto a definições e abreviações no Mecanismo de Venda de Excedentes:

I. AGENTE DA CCEE ou AGENTE: concessionário, permissionário, autorizado ou detentor de registro de serviços e instalações de energia elétrica integrantes da CCEE;

II. AGENTE DE DISTRIBUIÇÃO: titular de concessão, permissão ou autorização de serviços e instalações de distribuição para fornecer energia elétrica a consumidor final exclusivamente de forma regulada;

III. AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE – ACL: segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e geradores, consumidores livres, consumidores especiais, comercializadores e autoprodutores;

IV. 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;

V. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA OU ANEEL: autarquia sob regime especial instituída pela Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, modificada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004. Trata-se de órgão normativo, regulador e fiscalizador dos serviços de energia elétrica;

VI. CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE: pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, criada pelo Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004, que atua sob autorização do Poder Concedente e regulação e fiscalização da ANEEL e segundo a CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO;

VII. CENTRO DE GRAVIDADE: ponto virtual considerado nas REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO, relativo ao SUBMERCADO do VENDEDOR, no qual será efetuada a ENTREGA SIMBÓLICA da ENERGIA CONTRATADA;

VIII. COMPRADOR(ES): PROPONENTE COMPRADOR que venha a negociar energia no MECANISMO DE VENDA DE EXCEDENTE;

IX. CONTRATO DE VENDA DE EXCEDENTE: registro automático da negociação realizado no sistema de contabilização e liquidação da CCEE com base no resultado público do MECANISMO DE VENDA DE EXCEDENTE;

X. CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO: instrumento jurídico instituído pela Resolução Normativa 109, de 26 de outubro de 2004, alterada pelas Resoluções Normativas 260, de 03 de abril de 2007, 263, de 17 de abril de 2007, e 348, de 06 de janeiro de 2009, nos termos da Lei 10.848, de 15 de março de 2004, do Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004, e do Decreto 5.177, de 12 de agosto de 2004;

XI. CRONOGRAMA: calendário específico, informativo dos principais eventos relacionados ao MECANISMO DE VENDA DE EXCEDENTES;

XII. PROCEDIMENTO: o presente instrumento;

XIII. ENERGIA CONTRATADA: montante em MWh contratado pelo COMPRADOR e colocado à disposição desse no CENTRO DE GRAVIDADE do VENDEDOR;

XIV. FORMULÁRIO DE LANCE: documento eletrônico, contendo a quantidade de LOTES e o relativo PREÇO DE LANCE, por SUBMERCADO e por TIPO DE ENERGIA, ao qual os PROPONENTE COMPRADORES e PROPONENTE VENDEDORES desejam negociar;

XV. LANCE DO COMPRADOR: Consiste na proposta de quantidade de LOTES, associado PREÇO DE LANCE DO COMPRADOR, em R$/MWh, inserida pelo PROPONENTE COMPRADOR e que, a qualquer momento durante o LEILÃO, constitui obrigação incondicional de contratação entre o PROPONENTE VENDEDOR e cada PROPONENTE COMPRADOR do PRODUTO, por meio da celebração de um CONTRATO DE VENDA DE EXCEDENTE, considerando o rateio da quantidade de LOTES;

XVI. LANCE DO VENDEDOR: Consiste na proposta de quantidade de LOTES, associado PREÇO DE LANCE DO VENDEDOR, em R$/MWh, inserida pelo PROPONENTE VENDEDOR e que, a qualquer momento durante o LEILÃO, constitui obrigação incondicional de contratação entre o PROPONENTE VENDEDOR e cada PROPONENTE COMPRADOR do PRODUTO, por meio da celebração de um CONTRATO DE VENDA DE EXCEDENTE, considerando o rateio da quantidade de LOTES;

XVII. LOTE DE ENERGIA ou LOTE: montante de energia elétrica expresso em MW médio que representa a menor parcela do PRODUTO;

XVIII. LOTES ATENDIDOS: LOTES relativos à LANCES DE VENDEDORES e COMPRADORES considerados vencedores no MECANISMO;

XIX. MECANISMO DE VENDA DE EXCEDENTES ou MECANISMO: processo para compra e venda de energia elétrica, regido por este PROCEDIMENTO e seus documentos correlatos;

XX. PARTICIPANTE: PROPONENTE COMPRADOR e PROPONENTE VENDEDOR que participe do processo do MECANISMO DE VENDA DE EXCEDENTES;

XXI. PERÍODO DE SUPRIMENTO: corresponde ao intervalo de tempo entre a data de início do suprimento e a data de término do suprimento da ENERGIA CONTRATADA com POTÊNCIA ASSOCIADA;

XXII. PREÇO DE LANCE DO COMPRADOR: preço informado pelo PROPONENTE COMPRADOR, em R$/MWh associado ao LANCE DO COMPRADOR;

XXIII. PREÇO DE LANCE DO VENDEDOR: preço informado pelo PROPONENTE VENDEDOR, em R$/MWh associado ao LANCE DO VENDEDOR;

XXIV. PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO: conjunto de normas aprovadas pela ANEEL que definem condições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de energia elétrica no âmbito da CCEE;

XXV. PROCEDIMENTO DE VENDA DE EXCEDENTES ou PROCEDIMENTO: o presente documento;

XXVI. PRODUTO: conjunto de LOTES DE ENERGIA demandados com características uniformes no que se refere ao início do suprimento, ao PERÍODO DE SUPRIMENTO, ao TIPO DE ENERGIA e ao SUBMERCADO de entrega;

XXVII. PROPONENTE COMPRADOR: consumidores de tratam os art. 15 e art. 16 da Lei 9.074, de 1995, inclusive os que atendem às condições específicas do art. 26, § 5º, da Lei nº 9427/96, ou agentes concessionários, permissionários e autorizados de geração, ou comercializadores ou agentes de autoprodução de energia elétrica que preencheu e entregou o FORMULÁRIO DE LANCE no prazo estabelecido no CRONOGRAMA, além de estar adimplente na CCEE no momento da entrega;

XXVIII. PROPONENTE VENDEDOR: AGENTE DE DISTRIBUIÇÃO que preencheu e entregou o FORMULÁRIO DE LANCE no prazo estabelecido no CRONOGRAMA;

XXIX. QUANTIDADE TOTAL NEGOCIADA (QTNmecanismo): quantidade de LOTES ATENDIDOS;

XXX. REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO: conjunto de regras operacionais e comerciais e suas formulações algébricas, definidas pela ANEEL e de cumprimento obrigatório pelos AGENTES, aplicáveis à comercialização de energia elétrica no âmbito da CCEE;

XXXI. SISTEMÁTICA: conjunto de regras que define a metodologia para a realização do MECANISMO DE VENDA DE EXCEDENTE;

XXXII. SUBMERCADO: divisão do SIN para a qual são estabelecidos PLDs específicos e cujas fronteiras são definidas em razão da presença e duração de restrições relevantes de transmissão aos fluxos de energia elétrica;

XXXIII. TIPO DE ENERGIA: especifica o tipo de lastro a ser comercializado, podendo ser convencional ou convencional especial;

XXXIV. VENDEDOR(ES): PROPONENTE VENDEDOR que venha a negociar energia no MECANISMO DE VENDA DE EXCEDENTE;

e) - Quanto às disposições relativas à contratação de energia de reserva:

I – Agente Vendedor de Energia de Reserva: agente de geração comprometido com Contrato de Energia de Reserva – CER, vencedor em leilão de que trata o art. 1o do Decreto no 6.353, de 16 de janeiro de 2008;

II – Banco Liquidante: instituição financeira contratada pela CCEE para proceder à Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva;

III – Conta de Energia de Reserva – CONER: conta corrente específica administrada pela CCEE para realização de operações associadas à contratação e uso de energia de reserva;

IV – Contrato de Energia de Reserva – CER: contrato celebrado entre a CCEE, na qualidade de representante dos Usuários de Energia de Reserva, e cada Agente Vendedor de Energia de Reserva;

V – Contrato de Uso da Energia de Reserva – CONUER: contrato que disciplina a relação entre a CCEE e o Usuário de Energia de Reserva;

VI – Cronograma de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva: documento indicativo de datas e de eventos relativos ao processo de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, elaborado pelo Conselho de Administração da CCEE nos termos da Convenção de Comercialização;

VII – Encargo de Energia de Reserva – EER: encargo específico destinado a cobrir os custos decorrentes da contratação de energia de reserva, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, a ser rateado entre os Usuários de Energia de Reserva conforme disposto nesta Resolução;

VII - Encargo de Energia de Reserva – EER: encargo específico destinado a cobrir os custos decorrentes da contratação de energia de reserva, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, bem como a remuneração da CCEE pela gestão do EER e da CONER e pela realização de estudos que lhe sejam solicitados a ser rateado entre os Usuários de Energia de Reserva conforme disposto nesta Resolução; (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

VIII – Fundo de Garantia: parcela do saldo da CONER destinada a cobrir eventual inadimplência no recolhimento do EER;

IX – Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva: processo de pagamento e recebimento de valores apurados como débitos e créditos, respectivamente, associados à contratação de energia de reserva, que inclui o recolhimento do EER, a movimentação de recursos da CONER e o pagamento dos valores devidos ao Agente Vendedor de Energia de Reserva; e

X – Usuário de Energia de Reserva: agente de distribuição, consumidor livre, consumidor especial, autoprodutor na parcela da energia adquirida, produtor de geração com perfil de consumo ou agente de exportação e, por equiparação, o gerador hidráulico participante do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, em virtude da repactuação do risco hidrológico;

XI – Conta de Energia de Reserva de Capacidade de Geração – CONER_GERAÇÃO: conta corrente específica administrada pela CCEE para realização de operações associadas à contratação e uso de energia de reserva de capacidade de geração; e

XII - Usuários de Energia de Reserva de Capacidade de Geração – gerador hidráulico participante do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, que optou pela repactuação do risco hidrológico.

f) Quanto às disposições relativas à contratação de reserva de capacidade: (Incluída pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

I – Agente Vendedor de Reserva de Capacidade: agente de geração comprometido com Contrato de Potência de Reserva de Capacidade – CRCAP, vencedor em leilão de que trata o Decreto nº 10.707, de 28 de maio de 2021; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

II – Banco Liquidante: instituição financeira contratada pela CCEE para proceder à Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

III – Conta de Potência para Reserva de Capacidade – CONCAP: conta corrente específica administrada pela CCEE para realização de operações associadas à contratação e uso de potência de Reserva de Capacidade; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

IV – Contrato de Potência de Reserva de Capacidade – CRCAP: contrato celebrado entre a CCEE, na qualidade de representante dos Usuários de Reserva de Capacidade, e cada Agente Vendedor de Reserva de Capacidade; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

V – Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade – COPCAP: contrato que disciplina a relação entre a CCEE e o Usuário de Reserva de Capacidade; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

VI – Cronograma de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade: documento indicativo de datas e de eventos relativos ao processo de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade, elaborado pelo Conselho de Administração da CCEE nos termos da Convenção de Comercialização; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

VII – Encargo de Potência para Reserva de Capacidade – ERCAP: encargo específico destinado a cobrir os custos decorrentes da contratação de Reserva de Capacidade, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, a ser rateado entre os Usuários de Reserva de Capacidade conforme disposto nesta Resolução; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

VIII – Fundo de Garantia: parcela do saldo da CONCAP destinada a cobrir eventual inadimplência no recolhimento do ERCAP; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

IX – Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade: processo de pagamento e recebimento de valores apurados como débitos e créditos, respectivamente, associados à contratação de Reserva de Capacidade, que inclui o recolhimento do ERCAP, amovimentação de recursos da CONCAP e o pagamento dos valores devidos ao Agente Vendedor de Reserva de Capacidade; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

X – Reserva de Capacidade: potência elétrica contratada com vistas ao atendimento à necessidade de potência requerida pelo SIN, com o objetivo de garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica; e (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

XI– Usuário de Reserva de Capacidade: agente de distribuição, consumidor livre, consumidor especial, autoprodutor na parcela da energia adquirida, agente de geração com perfil de consumo ou agente de exportação que seja agente da CCEE. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

TÍTULO II

DA CONTRATAÇÃO DE ENERGIA NO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA - ACR CAPÍTULO I

DOS CRITÉRIOS E PROCEDIMENTOS PARA CONTROLE DOS CONTRATOS DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Seção I

Das Disposições Gerais

Art. 4º Os concessionários, permissionários e autorizados de instalações ou serviços de energia elétrica, assim como os consumidores especiais e livres, devem apresentar todo e qualquer contrato de comercialização de energia elétrica por eles celebrados, quando assim determinado pela ANEEL, no prazo fixado.

Parágrafo único. É obrigatória a manutenção dos contratos a que alude o caput em seu poder pelo prazo mínimo de cinco anos após o término da vigência, sendo que seu descumprimento enseja imposição de penalidade, nos termos da norma de regência.

Art. 5º Salvo disposição expressa em contrário, os aditivos conservam a natureza do contrato principal e se sujeitam aos mesmos procedimentos de controle.

Seção II

Da Prestação de Informação

Art. 6º Estão sujeitos a controle, mediante prestação de informação por requisição específica, os contratos de comercialização de energia elétrica cujo objeto não seja destinado ao atendimento de terceiros mediante repasse dos custos via tarifa, encargo ou outra verba de mesma natureza.

Art. 7º Os contratos a que alude o Art. 6º somente devem ser encaminhados à ANEEL pela CCEE ou pelas partes contratantes quando requeridos, mesmo que disposto em contrário no ato de outorga.

Parágrafo único. O encaminhamento a que se refere o caput deve observar o prazo e a forma estabelecidos pela ANEEL, cujo descumprimento ensejará imposição de penalidade nos termos da norma de regência.

Seção III Do Registro

Art. 8º Devem ser submetidos a registro na CCEE todos os contratos de comercialização de energia elétrica necessários ao processo de contabilização realizado por essa Câmara.

Parágrafo único. O registro na CCEE deve observar, inclusive quanto aos prazos e à forma de encaminhamento, o disposto nas normas de regência, notadamente as Regras e os Procedimentos de Comercialização.

Art. 9º Estão sujeitos a registro:

I – exclusivamente na CCEE, todos os contratos de comercialização de energia elétrica cuja elaboração seja realizada pela ANEEL, MME ou CCEE;

II – na ANEEL, o CCEproinfa, mediante protocolo de sua cópia.

§ 1º Os contratos a que alude o inciso I do caput somente devem ser encaminhados à ANEEL pela CCEE ou pelas partes contratantes quando requeridos nos termos do Art. 7º.

§ 2º Para fins de registro na ANEEL, um mesmo número de protocolo pode contemplar mais de um CCEproinfa.

Seção IV

Da Homologação

Art. 10. Estão sujeitos à homologação todos os contratos de comercialização de energia elétrica, com exceção do CCEproinfa, cuja elaboração não seja realizada pela ANEEL, MME ou CCEE e as condições contratuais se encontrem regulamentadas de forma exaustiva.

Art. 11. Os contratos e respectivos termos aditivos de que trata o Art. 10 devem ser encaminhados à ANEEL pelos responsáveis nos prazos indicados no Anexo I desta Resolução.

Parágrafo único. O descumprimento da obrigação referida no caput enseja imposição de penalidade, nos termos da norma de regência.

Art. 12. Os contratos são homologados por despacho.

Seção V Da Aprovação

Art. 13. Estão sujeitos à aprovação todos os contratos de comercialização de energia elétrica cujas condições contratuais não se encontram regulamentas de forma exaustiva.

Art. 14. Os contratos e respectivos termos aditivos de que trata o art. 13 devem ser encaminhados à ANEEL pelos responsáveis nos prazos indicados no Anexo I desta Resolução.

Parágrafo único. O descumprimento da obrigação referida no caput enseja imposição de penalidade, nos termos da norma de regência.

Art. 15. Os contratos são aprovados por despacho.

Seção VI

Da Divulgação de Informações

Art. 16. Os contratos aprovados ou homologados pela ANEEL terão cópias integrais encaminhadas à CCEE para divulgação.

Art. 17. A CCEE deve disponibilizar para consulta pública, em seu portal eletrônico, o inteiro teor dos contratos seguintes:

I – aqueles referidos pelo Art. 16, em até trinta dias do recebimento; e

II – aqueles referidos pelo inciso I do art. 9º, em até trinta dias da última assinatura pelos contratantes.

Art. 18. A CCEE deve disponibilizar para consulta pública, em seu portal eletrônico, com atualização mensal, a relação consolidada dos contratos de comercialização de energia elétrica referidos no inciso I do art. 9º e no art. 16 com, no mínimo, as seguintes especificações:

I - número do contrato;

II - partes, com razão social e cadastro nacional de pessoa jurídica; III - tipo de comercialização contratada;

IV - quando cabível, leilão e produto;

V - central(is) geradora(s), identificada(s) pelo nome, pelo Código Único de Empreendimentos de Geração (CEG) e fonte;

VI - montante contratado e entregue, com submercado de registro; VII - preço; e

VIII - data de início e término do suprimento

Parágrafo único. A consolidação a que alude o caput deve incluir demais formas de aquisição, troca e alteração do montante de energia elétrica, consoante previsto nas normas setoriais.

Art. 19. A Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. deve disponibilizar para consulta pública, em seu portal eletrônico, o inteiro teor dos termos aditivos aos CCEproinfa, em até trinta dias da última assinatura pelos contratantes.

Parágrafo único. A Eletrobrás, na forma a que alude o caput, deverá também divulgar: I - o Plano Anual do Proinfa - PAP, em até trinta dias após sua aprovação pela ANEEL;

II - mensalmente, extrato atualizado dos resultados dos CCEproinfa, para cada ano civil, apresentando, no mínimo, os seguintes dados:

a) central(is) geradora(s), identificada(s) pelo nome, pelo Código Único de Empreendimentos de Geração (CEG);

b) titular da outorga;

c) geração mensal total;

d) geração mensal entregue para o Proinfa (MWh);

e) montante anual de energia contratado (MWh);

f) montante anual referente ao ajuste relativo ao desempenho no ano anterior (MWh);

g) preço da energia contratada discriminado a cada mês (R$/MWh);

h) montante mensal faturado (R$); e

III - PAP e extrato de que trata o inciso II, referentes aos anos precedentes.

Seção VII

Das Disposições Finais deste Capítulo

Art. 20. A CCEE deve disponibilizar em seu portal eletrônico, para consulta pública, os contratos referidos pelo inciso I do Art. 9º já assinados pelos contratantes.

Art. 21. A Eletrobrás deve disponibilizar em seu portal eletrônico os CCEproinfa, para consulta

pública.

Art. 22. Na superveniência de alterações legais, decisões da ANEEL ou do MME que modifiquem a responsabilidade pela elaboração de contrato, as condições contratuais ou objeto de qualquer contrato de comercialização de energia elétrica, deve-se observar o procedimento de controle ao qual estará submetido, consoante disposto nos arts. 6º, 10, 13 e no inciso I do art. 9º.

Art. 23. Todos os contratos de comercialização de energia elétrica estão submetidos ao disposto neste Capítulo, incluindo aqueles já protocolizados na ANEEL ou elaborados pela CCEE, mas ainda não registrados, homologados ou aprovados.

Art. 24. Os contratos de comercialização de energia elétrica celebrados entre concessionárias, permissionárias e autorizadas e suas partes relacionadas devem observar, no que couber, o disposto no Capítulo V, do Anexo V da Resolução Normativa no 948, de 16 de novembro de 2021.

CAPÍTULO II

DAS CONDIÇÕES PARA A CONTRATAÇÃO DE COTAS DE GARANTIA FÍSICA DE ENERGIA E POTÊNCIA

Seção I

Dos Direitos e Obrigações dos Concessionários

Art. 25. A Garantia Física da Usina que tiver sua concessão renovada em observância ao disposto no Decreto nº 7.805, de 2012, e suas eventuais alterações, inclusive acréscimos decorrentes de futuras ampliações, será alocada integralmente, em regime de Cotas, às Distribuidoras do Sistema Interligado Nacional – SIN, por meio de Resolução da ANEEL.

Art. 26. Todas as atividades, operações e processos decorrentes da alocação de Cotas, deverão ser realizados conforme o previsto na legislação aplicável à matéria, em regulamentação da ANEEL, na Convenção de Comercialização, Regras e Procedimentos de Comercialização, nos Procedimentos de Rede e/ou nos Procedimentos de Distribuição, não havendo oponibilidade de ato jurídico perfeito ou direito adquirido às determinações regulamentares.

Art. 27. O Concessionário deverá atender plenamente a todas as obrigações impostas pela Convenção de Comercialização, Regras e Procedimentos de Comercialização.

Art. 28. Cabe ao Gerador arcar com todas as obrigações e responsabilidades relativas a tributos, tarifas e encargos de conexão, de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição.

Art. 29. Cabe à Distribuidora arcar com todas as obrigações e responsabilidades relativas a tributos, tarifas e encargos de conexão, de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, ao consumo interno verificado da usina, e às perdas incidentes e/ou verificadas entre a(s) usina(s) e o destino final da energia relativa à alocação das cotas, inclusive quanto à diferença de preços entre Submercados.

Art. 30. A Distribuidora, a partir da data de início do período de alocação das Cotas, está obrigada a realizar os respectivos pagamentos ao Gerador, observado o disposto no art. 39.

Art. 31. O Gerador é responsável pela operação e manutenção de sua Usina, de acordo com seu Contrato de Concessão para Geração de Energia Elétrica.

Art. 32. Os custos relativos à Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos para Geração Hidrelétrica – CFURH associados à Usina serão cobrados do Gerador pela ANEEL e ressarcidos pelas Distribuidoras, na proporção das cotas alocadas, no âmbito da Liquidação Financeira Relativa às Cotas.

Art. 33. Os resultados financeiros no Mercado de Xxxxx Xxxxx – MCP associados à Usina serão assumidos pelas Distribuidoras, na proporção das Cotas alocadas, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização.

Parágrafo único. Os resultados financeiros de que trata o caput contemplam, dentre outros, aqueles provenientes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.

Art. 34. Os resultados financeiros decorrentes da prestação de serviços ancilares, remunerados aos geradores via RAG, serão recebidos pelas Distribuidoras, na proporção das Cotas alocadas, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização.

Art. 35. A Distribuidora deverá constituir garantias ao pagamento de suas Cotas, por meio da celebração de CCG, conforme modelo constante do Anexo II.

§ 1º A Distribuidora deverá celebrar o CCG até 30 dias após o início do período de alocação

das Cotas.

§ 2º A celebração do CCG é condição essencial para o registro das Cotas em nome da Distribuidora.

Seção II

Das Cotas e de sua Operacionalização

Art. 36. As Cotas serão definidas por meio de Resolução da ANEEL, podendo sua alocação ser periodicamente revista.

§ 1º O início do período de alocação das Cotas será aquele definido em Resolução da ANEEL.

§ 2º O período de alocação das Cotas relativas à Usina encerra-se na data do termo final da sua concessão.

Art. 37. O recurso da Distribuidora para todos os efeitos de contabilização e liquidação, inclusive nos processos de apuração de insuficiência de lastro para cobertura de consumo, nos termos das Regras de Comercialização, é o Montante Contratado, observados os critérios de sazonalização e modulação.

§ 1º A sazonalização do Montante Contratado será realizada seguindo o perfil de carga declarado pela Distribuidora ao final de cada ano, e consolidado pelo SIMPLES/EPE ou seu sucedâneo, de acordo com limites máximos e mínimos situados entre 85% (oitenta e cinco por cento) e 115% (cento e quinze por cento) do Montante Contratado.

§ 2º A modulação das Cotas para cada Período de Comercialização de cada mês deverá ser realizada em conformidade com as Regras e Procedimentos de Comercialização aplicáveis.

Art. 38. O recurso das Distribuidoras no processo de apuração de insuficiência de lastro de potência é o recurso apurado para o Gerador, na proporção das Cotas alocadas, nos termos das Regras de Comercialização.

Seção III

Da Remuneração do Gerador

Art. 39. A remuneração a que o Gerador faz jus corresponde à RAG, definida por resolução da ANEEL, a ser paga em parcelas duodecimais e sujeita a ajustes por indisponibilidade ou desempenho de geração, conforme disposto no contrato de concessão e na regulamentação específica.

§ 1º A RAG será reajustada anualmente no dia 1º de julho, exceto para os anos em que ocorrer a revisão tarifária, conforme regulamentação específica.

§ 2º As revisões tarifárias da RAG serão realizadas a cada cinco anos, conforme regulamentação específica.

Art. 40. O Gerador fará jus ao recebimento da RAG a partir da data do início do período de alocação das Cotas.

Seção IV

Do Faturamento Bilateral e da Liquidação Financeira Centralizada Relativa às Cotas

Art. 41. O faturamento do Gerador, relativo à RAG, será realizado com base no mapa de liquidação financeira relativa às Cotas, mediante a emissão de documentos fiscais, individualizados por usina, cujos vencimentos ocorrerão em data definida em procedimento de comercialização específico.

§ 1º O(s) documento(s) fiscal(is) será(ão) emitido(s) em nome das Distribuidoras cotistas, de acordo com os dados cadastrais fornecidos pela CCEE.

§ 2º O(s) documento(s) fiscal(is) será(ão) apresentado(s) pelo Gerador às Distribuidoras no prazo de, no mínimo, cinco dias úteis anteriormente à data do vencimento.

Art. 42. A liquidação dos valores constantes do Mapa de Liquidação Financeira relativa às Cotas será realizada de forma centralizada pela CCEE, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização, e será paga no âmbito da Liquidação Financeira Relativa às Cotas.

Parágrafo único. Os resultados financeiros a que se refere o art. 33, quando positivos, poderão ser considerados para compensar eventuais débitos apurados na liquidação referida no caput.

Art. 43. Os custos administrativos, financeiros e tributários associados à operacionalização da liquidação financeira de que trata o art. 42 serão repassados ao Gerador, conforme estabelecido em Procedimento de Comercialização

Art. 44. O pagamento ao Gerador deverá ser efetuado com base no Mapa de Liquidação Financeira Relativa às Cotas.

§ 1º As divergências eventualmente apontadas em relação aos valores publicados no mapa de Liquidação Financeira Relativa às Cotas e aqueles constantes do(s) documento(s) fiscal(is) não afetarão os prazos da Liquidação Financeira Relativa às Cotas.

§ 2º Na eventualidade de as divergências apontadas serem procedentes, as diferenças apuradas serão consideradas na Liquidação Financeira Relativa às Cotas subsequente.

§ 3º Sobre as diferenças apuradas de que trata o § 2º aplicar-se-á o disposto no art. 51, excetuando-se a multa.

Art. 45. Os recursos financeiros associados à Liquidação Financeira Relativa às Cotas poderão ser utilizados para abater valores inadimplidos pelo Gerador junto à CCEE, conforme regulamentação específica.

Art. 46. O valor mensal referente ao crédito do Gerador deverá considerar eventuais acréscimos monetários resultantes de mora, conforme disposto no § 3º do art. 44.

Art. 47. O pagamento devido ao Gerador, associado à Liquidação Financeira Relativa às Cotas, deverá ser efetuado livre de quaisquer ônus e deduções não autorizadas, e eventuais despesas financeiras decorrentes do referido aporte correrão por conta das Distribuidoras.

Art. 48. O não cumprimento da obrigação de aporte dos recursos associados à Liquidação Financeira Relativa às Cotas sujeitará a Distribuidora inadimplente às penalidades cabíveis, conforme regulamentação específica, sem prejuízo do disposto no CCG.

Art. 49. Eventuais inadimplências na Liquidação Financeira Relativa às Cotas serão rateadas entre os Geradores na proporção da parcela da RAG a ser percebida, observado o disposto na Seção V.

Seção V

Xx Xxxx e Seus Efeitos

Art. 50. Fica caracterizada a mora quando o valor monetário obtido pelo Gerador, após a realização da Liquidação Financeira Relativa às Cotas, for inferior ao valor mensal referente ao crédito do Gerador constante do Mapa de Liquidação Financeira Relativa às Cotas.

Art. 51. No caso de mora, incidirão sobre a parcela não recebida os seguintes acréscimos: I - multa de 2% (dois por cento); e

II - juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados pro rata die.

Art. 52. Os acréscimos previstos no art. 51 incidirão sobre o valor das parcelas em atraso,

mensalmente atualizadas pela variação “pro rata die” do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo

- IPCA relativo ao mês anterior, e serão incluídos no Mapa de Liquidação Financeira Relativa às Cotas do mês subsequente.

§ 1º Caso venha a ocorrer a extinção do IPCA, adotar-se-á outro índice oficial que venha a substituí-lo, e na falta desse, outro com função similar, conforme determinado pelo Poder Concedente.

§ 2º Se, no período de atraso, a correção monetária for negativa, a variação prevista no caput será considerada nula.

Seção VI

Da Solução de Controvérsias e do Caso Fortuito e Força Maior

Art. 53. Eventuais controvérsias deverão ser comunicadas à ANEEL, que tomará as devidas medidas administrativas.

Art. 54. Na ocorrência de um evento de caso fortuito ou força maior, nos termos do parágrafo único do art. 393 do Código Civil, que afete ou impeça o cumprimento das obrigações estabelecidas nesta Resolução, o Concessionário atingido pelo evento não responderá pelas consequências do não cumprimento de suas obrigações de entrega de energia durante o período de ocorrência do evento e proporcionalmente aos seus efeitos.

Art. 55. Nenhum evento de caso fortuito ou força maior eximirá o Concessionário afetado de quaisquer de suas obrigações devidas anteriormente à ocorrência do respectivo evento ou que tenham se constituído antes dele, embora vençam durante o evento de caso fortuito ou força maior, em especial as obrigações financeiras, que deverão ser pagas nos prazos contratuais. O não cumprimento dos prazos implica incidência dos acréscimos moratórios previstos na Seção V.

Art. 56. O Concessionário que desejar invocar a ocorrência de caso fortuito ou força maior deverá adotar as seguintes medidas:

I. notificar a ANEEL da ocorrência de evento que possa vir a ser caracterizado como de caso fortuito ou força maior, tão logo quanto possível, mas, em nenhuma circunstância, em prazo superior a cinco dias úteis contados da data em que tiver tomado conhecimento de sua ocorrência, fornecendo uma descrição da natureza do evento, uma estimativa de sua duração e do impacto no desempenho de suas obrigações de entrega de energia;

II. informar regularmente à ANEEL a respeito de suas ações e de seu plano de ação para remediar e/ou minimizar tais consequências;

III. adotar as providências cabíveis para remediar ou atenuar as consequências de tal evento, visando retomar suas obrigações de entrega de energia com a maior brevidade possível;

IV. respaldar todos os fatos e ações com documentação ou registro disponível; e

V. prontamente comunicar à ANEEL do término do evento e de suas consequências.

Art. 57. Caberá à ANEEL definir se as implicações de que trata o art. 54 envolvem ou não o pagamento da RAG.

CAPÍTULO III

DAS CONDIÇÕES PARA A COMERCIALIZAÇÃO DA ENERGIA PROVENIENTE DAS CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E ANGRA 2 PERTENCENTES À ELETROBRAS TERMONUCLEAR S/A – ELETRONUCLEAR, EM OBSERVÂNCIA AO DISPOSTO NA LEI N 12.111, DE 9 DE DEZEMBRO DE 2009

Seção I

Dos Direitos e Obrigações dos Concessionários

Art. 58. Todas as atividades, operações e processos previstos nesta Resolução deverão ser realizados conforme o previsto na legislação aplicável à matéria, em regulamentação da ANEEL, na Convenção de Comercialização, Regras e Procedimentos de Comercialização, nos Procedimentos de Rede

e/ou nos Procedimentos de Distribuição, não havendo oponibilidade de ato jurídico perfeito ou direito adquirido às determinações regulamentares.

Art. 59. Todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no SIN, aqui denominadas Distribuidoras e a Eletrobrás Termonuclear S/A – Eletronuclear, aqui denominada Gerador, deverão atender plenamente a todas as obrigações impostas pela Convenção de Comercialização, Regras e Procedimentos de Comercialização.

Art. 60. Cabe ao Gerador arcar com todas as obrigações e responsabilidades relativas a tributos, tarifas e encargos de conexão, de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, ao consumo interno verificado das centrais de geração Angra 1 e Angra 2, aqui denominadas Usinas e às perdas incidentes e/ou verificadas entre a instalação de geração e o centro de gravidade do submercado onde se localizam as Usinas.

Art. 61. Cabe às Distribuidoras arcar com todas as obrigações e responsabilidades relativas a tributos, tarifas e encargos de conexão, de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, às perdas incidentes e/ou verificadas entre o centro de gravidade do submercado onde se localizam as Usinas e o destino final da energia, inclusive quanto à diferença de preços entre Submercados.

Art. 62. As Distribuidoras estão obrigadas a realizar os respectivos pagamentos ao Gerador a partir da data de início do período de alocação das cotas-parte, de acordo com o disposto no art. 76, observado o art. 77.

Art. 63. O Gerador é responsável pela operação e manutenção das Usinas.

Art. 64. O Gerador não poderá comercializar quaisquer montantes de energia e potência referentes às Usinas fora do âmbito da contratação prevista no Capítulo III, do Título II, desta Resolução.

Art. 65. Os resultados financeiros no Mercado de Xxxxx Xxxxx – MCP associados às Usinas serão assumidos pelas Distribuidoras, na proporção das cotas-parte, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização.

Art. 66. As Usinas estarão sujeitas ao despacho do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS com base no Custo Variável Unitário – CVU declarado, inclusive os despachos realizados fora da ordem de mérito por razões elétricas ou energéticas

Art. 67. A Distribuidora deverá constituir garantias ao pagamento das cotas-parte por meio da celebração de Contrato de Constituição de Garantias – CCG, conforme modelo constante do Anexo III.

§ 1º As Distribuidoras deverão celebrar o CCG em até 30 dias após o início do período de alocação das cotas-parte, estabelecido para janeiro de 2013.

§ 2º A celebração do CCG é condição essencial para o registro da energia em nome da Distribuidora.

Seção II

Dos Montantes Contratados e de sua Operacionalização

Art. 68. O montante anual de energia elétrica disponível para venda das Usinas terá como base as garantias físicas apuradas, conforme estabelecido pela ANEEL, descontados os consumos internos das Usinas e as perdas na Rede Elétrica.

§ 1º Os consumos internos das Usinas e as perdas na Rede Elétrica de que trata o caput serão definidos a cada ciclo de revisões, conforme disposto no Submódulo 12.6 – Cotas-Partes de Angra 1 e 2 e Itaipu dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, aprovado por meio de Resolução da ANEEL.

§ 2º Ao montante anual disposto no caput serão aplicadas as cotas-parte de que trata o Submódulo 12.6 – Cotas-Partes de Angra 1 e 2 e Itaipu dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, aprovado por meio de Resolução da ANEEL, de forma a se obter o Montante Contratado de cada Distribuidora.

Art. 69. O recurso da Distribuidora para todos os efeitos de contabilização e liquidação, inclusive nos processos de apuração de insuficiência de lastro para cobertura de consumo, nos termos das Regras de Comercialização, é o Montante Contratado, conforme disposto no art. 68, observados os critérios de Sazonalização e Modulação.

§ 1º A Sazonalização de que trata o caput será obtida por meio da discretização uniforme do Montante Contratado (sazonalização flat).

§ 2º A modulação do Montante Contratado para cada período de comercialização deverá ser realizada em conformidade com as Regras e Procedimentos de Comercialização aplicáveis.

Art. 70. O recurso das Distribuidoras no processo de apuração de insuficiência de lastro de Potência é o recurso apurado para as Usinas, na proporção do Montante Contratado, nos termos das Regras de Comercialização.

Art. 71. Os riscos financeiros eventualmente impostos às Distribuidoras, decorrentes de diferenças de preços entre submercados, poderão ser mitigados, em conformidade com as Regras de Comercialização.

Seção III

Da Entrega Anual de Energia e da Remuneração do Gerador

Art. 72. A totalidade da energia gerada pelas Usinas será atribuída às Distribuidoras no âmbito da contabilização das operações de compra e venda de energia do MCP.

Art. 73. A CCEE deverá apurar, anualmente, a diferença entre a energia gerada pelas Usinas e suas respectivas Garantias Físicas, consideradas as perdas na Rede Elétrica e o consumo interno de referência da Usina, definido pela ANEEL.

Parágrafo único. A apuração de que trata o caput deverá ser realizada e lançada na Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 relativa a janeiro, considerando os dados contabilizados das operações de compra e venda de energia no MCP do ano civil anterior.

Art. 74. Caso o resultado da apuração de que trata o art. 73 seja positivo, a Usina fará jus ao recebimento da Parcela Variável, observado o disposto no art. 76.

Art. 75. Caso o resultado da apuração de que trata o art. 73 seja negativo, a Usina deverá promover o Ressarcimento às Distribuidoras, observado o disposto no art. 76.

Art. 76. A remuneração mensal a que o Gerador faz jus corresponde ao somatório das Receitas de Venda das Usinas.

§ 1º A Receita de Venda de cada Usina é composta por:

I – Receita Fixa, observado o disposto no § 2º;

II – Parcela Variável, observado o disposto no §§ 3º e 4º; e III – Ressarcimento, observado o disposto no §§ 5º e 6º.

§ 2º A Receita Fixa será definida em Resolução da ANEEL e deverá ser paga em parcelas duodecimais, a partir da data de início de alocação das cotas-parte.

§ 3º A Parcela Variável corresponde a 50% (cinquenta por cento) do montante apurado conforme disposto no art. 73, observado o disposto no art. 74, valorado ao PLD médio do ano de referência.

§ 4º A Parcela Variável deverá ser paga em parcelas duodecimais no ano seguinte ao de

referência.

§ 5º O Ressarcimento corresponde à totalidade do montante apurado conforme disposto no art. 73, observado o disposto no art. 75, valorado ao máximo entre o PLD médio do ano de referência e a Receita Fixa, expressa em Reais por megawatt-hora (R$/MWh).

§ 6º O Ressarcimento deverá ser lançado em parcelas duodecimais no ano seguinte ao de

referência.

Art. 77. Os processos de reajuste e revisão da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração Nucleoelétricas Angra 1 e 2 serão realizados com base na metodologia constante do Submódulo 6.7 – Centrais de Geração de Angra 1 e 2 do PRORET, aprovado por meio de Resolução da ANEEL.

Seção IV

Do Faturamento Bilateral e da Liquidação Financeira Centralizada

Art. 78. O faturamento do Gerador, relativo às Receitas de Venda das Usinas, será realizado com base no Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2, mediante a emissão de documentos fiscais, individualizados por Usina, cujos vencimentos ocorrerão em data definida em Procedimento de Comercialização específico.

Parágrafo único. Os documentos fiscais serão emitidos em nome das Distribuidoras cotistas, de acordo com os dados cadastrais fornecidos pela CCEE.

Art. 79. A liquidação dos valores constantes do Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 será realizada de forma centralizada pela CCEE, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização, e será paga no âmbito da Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2.

Parágrafo único. Os resultados financeiros de que trata o art. 65, quando positivos, poderão ser considerados para compensar eventuais débitos apurados na liquidação referida no caput.

Art. 80. Os custos administrativos, financeiros e tributários associados à operacionalização da liquidação financeira de que trata o art. 79 são de responsabilidade do Gerador, sendo garantido o reconhecimento desses custos na definição da Receita Fixa de que trata o § 2º do art. 76.

Art. 81. O pagamento ao Gerador deverá ser efetuado com base no Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2.

§ 1º As divergências eventualmente apontadas em relação aos valores publicados no mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 e aqueles constantes dos documentos fiscais não afetarão os prazos da Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2.

§ 2º Na eventualidade de as divergências apontadas serem procedentes, as diferenças apuradas serão consideradas na Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 subsequente.

§ 3º Sobre as diferenças apuradas de que trata o § 2º aplicar-se-á o disposto no art. 88, excetuando-se a multa.

Art. 82. Os recursos financeiros associados à Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 poderão ser utilizados para abater valores inadimplidos pelo Gerador junto à CCEE, conforme regulamentação específica.

Art. 83. O valor mensal referente ao crédito do Gerador deverá considerar eventuais acréscimos monetários resultantes de mora, conforme disposto no § 3º do art. 81.

Art. 84. O pagamento devido ao Gerador, associado à Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2, deverá ser efetuado livre de quaisquer ônus e deduções não autorizadas, e eventuais despesas financeiras decorrentes do referido aporte correrão por conta das Distribuidoras.

Art. 85. O não cumprimento da obrigação de aporte dos recursos associados à Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 sujeitará a Distribuidora inadimplente às penalidades cabíveis, conforme regulamentação específica, sem prejuízo do disposto no CCG.

Art. 86. Eventuais inadimplências na Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 serão suportadas pelo Gerador.

Seção V

Xx Xxxx e Seus Efeitos

Art. 87. Fica caracterizada a mora quando o valor monetário obtido pelo Gerador, após a realização da Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2, for inferior ao valor mensal referente ao crédito do Gerador constante do Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2.

Art. 88. No caso de mora, incidirão sobre a parcela não recebida os seguintes acréscimos: I - multa de 2% (dois por cento); e

II - juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados pro rata die.

Art. 89. Os acréscimos previstos no art. 88 incidirão sobre o valor das parcelas em atraso, mensalmente atualizadas com base no último Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA publicado, e serão incluídos no Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 do mês subsequente.

§ 1º Caso venha a ocorrer a extinção do IPCA, adotar-se-á outro índice oficial que venha a substituí-lo, e na falta desse, outro com função similar, conforme determinado pelo Poder Concedente.

§ 2º Se, no período de atraso, a correção monetária for negativa, a variação prevista no caput será considerada nula.

§ 3º É devida a atualização monetária dos valores associados à multa estabelecida no inciso I do art. 88, devendo ser utilizado, caso necessário, o índice de correção estabelecido no caput.

§ 4º É vedada a incidência da multa sobre os valores lançados como ajuste por não liquidação de períodos anteriores.

§ 5º Os juros de mora deverão incidir sobre o valor total contabilizado, excetuando-se a parcela referente aos acréscimos, previstos no art. 88, de períodos anteriores.

CAPÍTULO IV

DAS CONDIÇÕES PARA A COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, PROVENIENTE DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Art. 90. Na contratação de energia elétrica proveniente de geração distribuída o agente de distribuição deverá optar por uma das seguintes formas:

I – processo de chamada pública, de forma a garantir a publicidade, transparência e igualdade aos interessados; ou

I – processo de chamada pública, de forma a garantir a publicidade, transparência e igualdade

aos interessados, para empreendimentos de geração de energia enquadrados nos termos do art. 14 do Decreto nº 5.163, de 2004; (Redação dada pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

II – compra de energia elétrica produzida pela empresa de geração decorrente da desverticalização;

III – processo de chamada pública, a ser instaurado mediante interesse da distribuidora, de forma a garantir a publicidade, transparência e igualdade aos interessados credenciados para compra de excedentes de geração de energia oriundos de projetos de microgeração e minigeração distribuídas - MMGD, em conformidade com o art. 24 da Lei nº 14.300, de 2022. (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

§ 1º A contratação a que alude o caput será feita, exclusivamente, pelo agente em cuja rede de distribuição o respectivo empreendimento esteja conectado.

§ 2º A realização da chamada pública a que alude o inciso I deve ser precedida de sua divulgação, a ser feita com no mínimo 30 dias de antecedência da data de apresentação de propostas, por meio da internet e de, no mínimo, um jornal impresso que tenha circulação nacional.

§ 2º A realização da chamada pública a que alude os incisos I e III deve ser precedida de sua divulgação, a ser feita com no mínimo 30 (trinta) dias de antecedência da data de apresentação de propostas, por meio do sítio eletrônico da distribuidora, comunicado aos consumidores detentores de MMGD cadastrados na distribuidora e, para os casos do inciso I, jornal impresso que tenha circulação nacional. (Redação dada pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

§ 3º Somente poderá participar da chamada pública a que alude o inciso I do caput deste artigo o agente de geração que não for parte relacionada do agente de distribuição e cujo(s) empreendimento(s):

I – estejam outorgados pela ANEEL ou MME, registrados pela ANEEL, ou II – tenham obtido da ANEEL:

a) Despacho de Registro da Adequabilidade do Sumário Executivo, no caso de Pequena Central Hidrelétrica – PCH; ou

b) Despacho de Registro de Requerimento de Outorga, no caso dos demais tipos de empreendimento.

§ 3º- A Somente poderá participar da chamada pública a que alude o inciso III do caput deste artigo o detentor de MMGD que não for parte relacionada do agente de distribuição e cujo(s) empreendimento esteja (m) registrado (s) como MMGD na ANEEL por meio das distribuidoras. (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

§ 4º As condições estabelecidas no § 3º devem ser atendidas inclusive por centrais geradoras de energia elétrica cuja capacidade instalada seja igual ou inferior a 5.000 kW.

§ 5º A chamada pública a que alude o inciso I deverá visar ao atendimento à demanda da concessionária e ser aberta a todos os empreendimentos enquadrados como geração distribuída nos termos do Decreto nº 5.163, de 2004, art. 14, com possibilidade de discriminação da fonte de geração, mas não do local de instalação do empreendimento, observado o disposto no § 6º deste artigo.

§ 6º No caso de chamada pública para contratação de energia como alternativa a ações de operação e manutenção ou a investimentos em ativos, inclusive com discriminação de fonte energética ou região, a distribuidora deve encaminhar à ANEEL, após a publicação do resultado definitivo da chamada pública e com vistas à aprovação do Contrato de Geração Distribuída, relatório técnico demonstrando que essa opção representa o menor custo global, observado o disposto no art. 94.

§ 7º A distribuidora deve demonstrar que a contratação de energia de que trata o § 6º alcançará pelo menos um dos seguintes objetivos:

I – a melhoria de valores e indicadores dos fenômenos de qualidade da energia:

a) tensão;

b) fator de potência;

c) harmônicos;

d) desequilíbrio de tensão;

e) flutuação de tensão; ou

f) variação de frequência.

II – a redução de perdas técnicas;

III – a redução no carregamento de alimentadores e subestações; IV – a melhoria no perfil de tensão de alimentadores; ou

V – a melhoria de indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica, quais sejam:

a) Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão —

DIC;

— FIC;

b) Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão

c) Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de

Conexão — DMIC;

d) Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora ou por ponto de conexão — DICRI;

e) Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora — DEC; ou

f) Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora — FEC.

§ 8º Não poderá participar da chamada pública para contratação de geração distribuída empreendimento de geração de energia elétrica que tenha servido como lastro de contrato de comercialização no ambiente regulado que tenha sido resolvido antes do final de sua vigência há menos de 730 (setecentos e trinta dias) dias da data da divulgação da Chamada Pública.

§ 9º No processo da chamada pública para contratação de geração distribuída, com relação ao direito do contraditório:

I – caberá recurso dos atos do agente de distribuição que deve ser interposto no prazo de 5 (cinco) dias úteis, a contar da respectiva publicação;

II – o agente de distribuição dará ciência aos demais licitantes dos recursos interpostos para que, caso desejem, possam apresentar contrarrazões no prazo de 5 (cinco) dias úteis, contado da ciência; e

III – após análise dos recursos e contrarrazões, o agente de distribuição manifestar-se-á, antes ou concomitantemente à publicação do resultado definitivo da chamada pública, sobre as questões expostas nos recursos.

§ 10. O processo de chamada pública de contratação dos excedentes de geração oriundos de projetos de MMGD, de que trata o inciso III, deve ser precedido de chamadas para credenciamento dos interessados em comercializar o excedente de energia. (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

§ 11. O consumidor detentor de MMGD que optar pela venda do excedente, de que trata o inciso III, não poderá utilizar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

§ 12. Os recursos energéticos que o consumidor detentor de MMGD, de que trata o inciso III, poderá destinar à comercialização de excedentes deverão possuir discretização horária e serem contabilizados no mês civil, no âmbito da CCEE. (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

Art. 91. O montante de energia elétrica contratada na opção prevista no inciso I do art. 90 não poderá exceder o limite de 10% (dez por cento) da carga do agente de distribuição, verificado no momento da contratação e com base na carga dos 12 (doze) meses precedentes.

Art. 91. O montante de energia elétrica contratada na opção prevista nos incisos I e III do art. 90 não poderá exceder o limite de 10% (dez por cento) da carga do agente de distribuição, verificado no momento da contratação e com base na carga dos 12 (doze) meses precedentes. (Redação dada pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

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

§ 2º Os contratos firmados em decorrência do processo de chamada pública, nos termos do caput, terão os respectivos preços atualizados pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE ou do que vier a sucedê-lo.

§ 3º A ANEEL autorizará o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica pelos agentes de distribuição para a tarifa de seus consumidores finais, observado o Valor Anual de Referência Específico

– VRES.

§ 4º A usina que fizer jus à sub-rogação dos benefícios do rateio da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis — CCC, nos termos do art. 11 da Lei nº. 9.648, de 1998, terá o valor percebido sob esse título deduzido de seu Preço de Venda.

Art. 92. A contratação de energia de geração distribuída implica, conforme regulamentação específica, a celebração dos seguintes contratos por parte da central geradora:

I - Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição - CCD; II - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD; e

Art. 92. A contratação de energia de geração distribuída implica, conforme regulamentação específica, a celebração dos seguintes contratos por parte do agente gerador: (Redação dada pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

I - Inciso I e II do art. 90: (Redação dada pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

a) Contrato de Conexão às instalações de Distribuição – CCD; (Incluída pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

b) Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD; e (Incluída pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

c) Contrato de Geração Distribuída – CGD com a distribuidora compradora. (Incluída pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

II - Inciso III do art. 90: (Redação dada pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

a) Contratos necessários ao atendimento da regulamentação de regência; e (Incluída pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

b) CGD com a distribuidora compradora. (Incluída pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

III - Contrato de Geração Distribuída – CGD com a distribuidora compradora.

§ 1º O CGD deverá ser aprovado pela ANEEL e registrado na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, para efeitos de contabilização e liquidação, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização, bem como tarifários, e observar estritamente o modelo de CGD aprovado pela ANEEL.

§ 2º O registro do CGD na CCEE está condicionado à implantação, pela usina contratada, do respectivo Sistema de Medição para Faturamento - SMF, conforme estabelecido nos Procedimentos de Rede, e ao registro da medição da energia gerada na CCEE.

§ 3º A ANEEL não autorizará o repasse às tarifas dos consumidores da distribuidora contratante dos custos de aquisição de energia elétrica referente ao CGD que não esteja aprovado pela ANEEL nem registrado na CCEE para todo período de suprimento.

§ 4º O CGD somente poderá ser aprovado caso o(s) empreendimento(s) de geração no(s) qual(is) está lastreado estejam com outorga de autorização vigente, mesmo no caso de empreendimentos com capacidade instalada igual ou inferior a 5.000 kW.

§ 5º Exclusivamente no caso dos CGDs cuja receita de venda seja baseada unicamente no montante de energia gerada e tenha como objeto o atendimento energético do mercado da distribuidora compradora:

I - os agentes vendedores de empreendimentos de geração distribuída farão jus somente à receita de venda referente, exclusivamente, à geração proveniente do empreendimento verificada no ponto de conexão, em conformidade com o § 2º do art. 2º da Portaria MME no 65, de 2018;

II – caso o resultado do CGD referente ao mês de contabilização represente uma diferença positiva entre a energia contratada e a energia gerada e contribua para uma eventual exposição negativa da distribuidora, a parcela correspondente à diferença entre a energia contratada e a energia gerada não será considerada como exposição involuntária;

III – a quantidade sazonalizada da energia objeto do contrato será igual ao montante de energia gerado no respectivo mês de apuração, não podendo ser superior ao montante de energia contratado para o mesmo mês; e

IV – a quantidade modulada da energia objeto do contrato será igual ao montante de energia gerado no respectivo período de comercialização, não podendo ser superior à potência associada.

§ 6º Exclusivamente no caso dos CGDs cuja receita de venda seja baseada unicamente no montante de energia gerada, constituindo-se em alternativa a ações de operação e manutenção ou a investimentos em ativos da rede de distribuição, de que tratam os §§ 6º e 7º do art. 90:

I - os agentes vendedores de empreendimentos de geração distribuída farão jus somente à receita de venda referente, exclusivamente, à geração proveniente do empreendimento verificada no ponto de conexão, em conformidade com o § 2º do art. 2º da Portaria MME nº 65, de 2018;

II – caso o resultado do CGD referente ao mês de contabilização represente uma diferença positiva entre a energia contratada e a energia gerada e contribua para uma eventual exposição negativa da distribuidora, a parcela correspondente à diferença entre a energia contratada e a energia gerada será considerada como exposição involuntária;

III – a distribuidora compradora deverá estabelecer a quantidade de energia máxima a ser contratada, no ano, bem como a forma de distribuição da energia nos meses (sazonalização) e nas horas dos meses (modulação), ficando o volume contratado e o respectivo faturamento limitados aos montantes gerados;

IV – a distribuidora compradora deverá estabelecer penalidades às centrais de geração pelo não atendimento da obrigação de entrega de energia elétrica previamente contratada, proporcionais ao maior valor entre o preço do contrato e o valor médio do Preço de Liquidação das Diferenças em cada mês de contabilização;

V – as penalidades contratuais eventualmente aplicadas à central geradora decorrentes do não atendimento do objeto contratado serão revertidas integralmente em favor da modicidade tarifária.

Art. 93. Os CGDs estarão sujeitos à análise quanto aos efeitos econômico-financeiros ocorridos, os quais poderão ser compensados pelas distribuidoras em caso de conduta lesiva ao consumidor.

Parágrafo único. Na análise dos CGDs, será avaliada a participação da distribuidora nos eventos de contratação e descontratação regulada de energia elétrica, incluindo os leilões no ambiente regulado, o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD e Mecanismo de Venda de Excedentes – MVE, disponibilizados no período anterior à data de divulgação da chamada pública, com vistas a assegurar o cumprimento da obrigação, por parte da distribuidora, de obter a energia elétrica requerida pelos seus consumidores ao menor custo dentre as alternativas disponíveis.

Art. 94. Para subsidiar a análise da ANEEL de CGDs que sigam o disposto no art. 90, §§ 6º e 7º, devem ser enviados os estudos que demonstrem que os benefícios técnicos e econômicos superam eventuais custos adicionais de contratação da energia quando comparados com o preço médio de compra de energia pela distribuidora, constituindo-se na alternativa de menor custo global.

§ 1º A análise de custo-benefício a ser realizada pela distribuidora deve considerar os seguintes aspectos:

I – o valor dos investimentos necessários para ações de operação e manutenção ou investimentos em ativos previstos no Plano de Desenvolvimento da Distribuição de forma a atingir os mesmos objetivos da contratação de energia por meio de chamada pública;

II – os custos e benefícios quantificáveis e diretamente associados aos investimentos de que trata o inciso I;

III - os preços e montantes de energia contratados na chamada pública;

IV - o preço médio de compra de energia pela distribuidora vigente no ano que forem celebrados os CGDs;

V – eventuais reduções nos montantes de compensações pagas aos consumidores por ultrapassagem dos limites regulatórios dos indicadores de conformidade de tensão e de continuidade individuais decorrentes da contratação de energia na chamada pública;

VI – eventuais reduções nos montantes anuais de energia e demanda não faturados dos consumidores, em função da melhoria dos indicadores de continuidade do serviço, decorrentes da contratação de energia na chamada pública;

VII - eventuais reduções dos custos de operação e manutenção devido a melhorias dos indicadores de conformidade de tensão e de continuidade do serviço, em função da contratação de energia na chamada pública;

VIII- eventual postergação de investimentos em obras de melhorias ou reforços na rede, incluindo os custos evitados com perdas técnicas e gastos com operação e manutenção de novos ativos, em função da contratação de energia na chamada pública;

IX – eventual aumento de gastos em novos ativos de rede, incluindo adequações nos sistemas de proteção, decorrentes da contratação de energia na chamada pública;

X – eventual aumento de custos de operação e manutenção devido à contratação de energia na chamada pública;

XI – quantificação em reais dos benefícios esperados com ações para alcançar os objetivos descritos no §7º do art. 90; e

XII -outros custos e benefícios quantificáveis e diretamente associados às alternativas avaliadas poderão ser considerados, desde que devidamente justificados.

§ 2º Caso o preço da energia contratada na chamada pública seja superior ao preço médio de compra de energia pela distribuidora vigente no ano que forem celebrados os CGDs, deve-se considerar como custo na relação custo-benefício o valor em reais referente ao produto entre o montante de energia contratado e a diferença entre o preço da energia resultante da chamada pública e o preço médio de compra de energia pela distribuidora.

§ 3º Para estimar os benefícios da redução das compensações pagas aos consumidores por ultrapassagem dos limites regulatórios de que trata o inciso V do §1º, deve-se adotar como referências as metodologias estabelecidas no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST para o cálculo das compensações por transgressão dos indicadores de conformidade de tensão e de continuidade individuais.

§ 4º As reduções dos montantes de energia e demanda não faturados dos consumidores de que trata o inciso VI do §1º devem ser estimadas com base na redução dos indicadores de continuidade do serviço e monetizadas por meio das tarifas de energia e uso do sistema de distribuição aplicáveis às respectivas classes de consumo atingidas.

§ 5º Com objetivo de padronizar a comparação entre as alternativas tecnicamente possíveis, deve-se utilizar como caso base o cenário atual da rede de distribuição.

§ 6º A análise econômica de todas as alternativas deve considerar o mesmo horizonte de tempo, limitado a 10 (dez) anos.

§ 7º Deve-se calcular o valor presente dos custos e dos benefícios de todas as alternativas quando comparadas com o caso base, considerando-se o Custo Médio Ponderado de Capital - WACC como taxa de desconto e escolher a alternativa que apresente o maior valor presente líquido.

Art. 95. Para elaboração dos editais de chamada pública para os casos descritos no art. 90, §§ 6º e 7º, a distribuidora deve observar as seguintes diretrizes:

I – o edital pode prever requisitos mínimos de funcionamento do sistema de geração, tais como número mínimo de horas de operação ininterrupta, potência mínima a ser disponibilizada para os casos de operação ilhada, dentre outros que a distribuidora julgar necessários para o alcance dos benefícios pretendidos.

II - o edital pode prever o uso de sistemas de armazenamento de energia.

III - o edital deve conter os requisitos de proteção e parâmetros técnicos para os casos de operação em paralelo e ilhada, se aplicável, assim como informar as normas técnicas que devem ser observadas pelos acessantes, incluindo o PRODIST, Normas Técnicas da ABNT e normas da concessionária aplicáveis a cada condição operativa.

IV - na definição dos requisitos e parâmetros técnicos a que se refere o inciso III, a distribuidora pode estabelecer critérios específicos para a geração distribuída a ser contratada, podendo especificar atributos adicionais e requisitos operacionais, estipular restrições de conexão, definir as flexibilidades operativas necessárias ou afastar proteções gerais estabelecidas no PRODIST ou em suas normas técnicas.

V - o edital deve prever as penalidades aplicáveis às centrais geradoras em caso de descumprimento da operação ininterrupta a que se refere o inciso I ou em caso de descumprimento dos critérios técnicos referidos no inciso III deste artigo.

Art. 96. A distribuidora deve enviar relatórios anuais à ANEEL, durante os dois primeiros anos de vigência dos CGDs celebrados com base no disposto no art. 90, §§ 6º e 7º, comparando os benefícios e custos acumulados no período com os valores estimados previamente à aprovação dos contratos, conforme estabelecido no Art. 94, e justificando eventuais desvios.

Parágrafo único. A partir do terceiro ano e até o término da vigência dos CGDs, a ANEEL pode solicitar, a qualquer tempo, o envio dos relatórios de que trata o caput para fins de fiscalização.

Art. 97. Ficam aprovados os modelos de Contrato de Geração Distribuída – CGD, conforme Anexos IV e V.

Parágrafo único. Os modelos de CGD de que tratam o caput devem ser obrigatórios para:

I – os contratos com base nas fontes relacionadas no art. 2º da Portaria MME nº 65, de 27 de fevereiro de 2018, resultantes de chamada pública realizada após a publicação dessa Portaria; e

II – os contratos cuja receita de venda seja definida com base exclusivamente no montante de energia gerada pelo(s) empreendimento(s) de geração ao(s) qual (is) esteja(m) lastreado(s) e que sejam resultantes de chamada pública divulgada após a data de publicação desta Resolução.

Art. 98. A contratação na opção de que trata o inciso II do art. 90 deverá atender às condições a seguir descritas:

I – ter sido considerada como geração própria no respectivo processo de reajuste e/ou revisão tarifária promovido pela ANEEL; e

II – o montante contratado ser aquele correspondente à totalidade da energia proveniente dos empreendimentos próprios de geração distribuída e a vigência do contrato coincidir com prazo final da concessão da compradora.

Art. 99. A opção de comercialização referida no inciso II do art. 90 deverá ser formalizada junto à ANEEL até 30 (trinta) dias, após a data de publicação do ato de anuência ao respectivo processo de desverticalização ou após a data de publicação desta Resolução, o que ocorrer por último, e configurará impedimento dos respectivos empreendimentos de geração para comercializar energia em qualquer outra forma.

Art. 100. Os contratos firmados conforme o inciso II do art. 90 terão a tarifa estabelecida pela ANEEL, com base no montante da geração distribuída anual, em MWh, para atendimento ao mercado considerado na última revisão tarifária periódica do agente de distribuição, bem como nos respectivos valores, em R$, vinculados às rubricas a seguir relacionadas:

I – remuneração dos ativos de geração; II – quota de reintegração;

III – custos operacionais da empresa de referência; IV – Reserva Global de Reversão – RGR;

V – uso dos sistemas de distribuição;

VI – Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH; VII – Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;

VIII – P&D; e

IX – PIS, PASEP e COFINS.

§ 1º Ao valor da RGR, considerado na última revisão tarifária, será aplicado o fator que representa a proporção da base de ativos de geração distribuída, em relação ao total de ativos imobilizados em serviço do agente de distribuição.

§ 2º O valor referente ao inciso V será obtido pela aplicação da tarifa de uso dos sistemas de distribuição (TUSD), vigente na data da revisão tarifária, sobre a potência instalada da geração distribuída.

§ 3º O valor referente ao inciso VII corresponderá a 0,5% (zero vírgula cinco por cento) da soma dos valores vinculados às rubricas de que tratam os incisos I a III.

§ 4º O valor referente ao inciso VIII corresponderá a 1% (um por cento) da soma dos valores vinculados às rubricas de que tratam os incisos I a IX.

§ 5º O valor correspondente aos itens mencionados no inciso IX será calculado pela soma das parcelas a seguir especificadas:

I – o valor total de PIS, PASEP e COFINS considerado na última revisão tarifária periódica, multiplicado pelo fator que representa a proporção da receita da geração própria em relação à receita total do agente de distribuição;

II – a alíquota de PIS e COFINS, de 5,35% (cinco vírgula trinta e cinco por cento), aplicada à soma dos valores vinculados aos incisos I a IX do caput.

§ 6º A alíquota de PIS e COFINS de 5,35% (cinco vírgula trinta e cinco por cento) a que se refere o inciso II do parágrafo anterior, representa a diferença entre a alíquota média para a geração e a de 3,65% (três vírgula sessenta e cinco por cento) considerada na última revisão tarifária periódica.

§ 7º A diferença entre o valor da despesa relativa à alíquota efetiva de PIS/PASEP/COFINS e o valor da despesa relativa à alíquota considerada no cálculo da tarifa de que trata o caput corresponderá a um ativo regulatório da empresa vendedora e a um passivo regulatório da compradora, devendo ser compensada na data do próximo reajuste ou revisão das tarifas.

§ 8º A tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/MWh, será obtida pela razão entre o somatório dos valores de que tratam os incisos I a IX e o montante, em MWh, referido no caput, atualizada pelo IGP- M até a data do último reajuste tarifário que antecede a desverticalização.

§ 9° A ANEEL poderá, a qualquer tempo, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, caso haja alterações significativas no custo da concessionária, devidamente comprovadas, nos termos do contrato de concessão.

Art. 101. A tarifa da geração distribuída será atualizada na mesma data de reajuste ou revisão das tarifas da compradora, devendo ser considerado o índice de variação de cada item de custo não gerenciável, relativo aos incisos IV a IX do art. 100, e o IGP-M para a atualização dos custos gerenciáveis, referidos nos incisos I a III do art. 100.

§ 1º Para fins de início de suprimento, a tarifa de geração distribuída, em R$/MWh, será aquela estabelecida nos termos do § 8º do art. 100.

§ 2º A tarifa de geração distribuída será atualizada, nos termos do caput, a partir da data do primeiro reajuste ou revisão das tarifas da compradora que ocorrer após a desverticalização.

Art. 102. Quando o empreendimento não preencher os requisitos ou o agente não optar pela condição de geração distribuída, a respectiva produção poderá ser comercializada de acordo com a legislação vigente, observado o respectivo regime de concessão.

CAPÍTULO V

DOS CRITÉRIOS E CONDIÇÕES DO MECANISMO DE VENDA DE EXCEDENTES E DOS MECANISMOS DE GESTÃO DE CONTRATOS DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PROVENIENTES DE NOVOS EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO.

Seção I

Do MCSD Energia Nova

Art. 103. O MCSD Energia Nova se aplica aos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs na modalidade quantidade e disponibilidade vinculados a empreendimentos de geração enquadrados no inciso II do art. 11 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

§ 1º Não participarão do MCSD Energia Nova os CCEARs vinculados a empreendimentos: I - com atraso da entrada em operação comercial das unidades geradoras;

II - que possuam a condição de descasamento entre a obrigação de entrega de energia e a entrada em operação das unidades geradoras;

III – em situação de aptas à entrada em operação comercial;

IV – com obrigação de entrega escalonada, enquanto durar o escalonamento; V – que sejam objeto de decisões judiciais, mesmo em caráter liminar.

§ 2º Caso a decisão judicial, de que trata o inciso V do § 1º seja obtida durante a vigência de alguma cessão, esta será mantida até o seu prazo final.

Art. 104. A cessão de energia e potência efetuada pela aplicação do MCSD Energia Nova impactará os CCEARs originais nos casos de redução permanente, de que trata o inciso II do §1º do art. 106.

Art. 105. A aplicação do MCSD Energia Nova deverá observar as seguintes diretrizes: I – a declaração de sobras e déficits por parte das distribuidoras será voluntária;

II – o montante de sobras declaradas será limitado à soma do volume dos CCEARs mencionados no art. 103 pertencentes a cada distribuidora;

III – a aplicação do MCSD Energia Nova considerará todos os CCEARs vigentes da distribuidora cedente com as características descritas no art. 103, proporcionalmente à quantidade de cada produto, sendo priorizados na composição das cessões, os contratos por quantidade;

IV - não comporá o conjunto de cessão os montantes de energia e de potência recebidos por MCSD Energia Nova;

V – as cessões decorrentes do MCSD Energia Nova serão valoradas ao preço de venda vigente de cada CCEAR, no momento da liquidação;

VI - a sazonalização e a modulação das cessões serão realizadas nos termos das Regras de Comercialização de Energia Elétrica;

VII – as distribuidoras em situação de inadimplência setorial poderão participar do MCSD Energia Nova apenas com declarações de sobras.

§ 1º A liquidação do MCSD Energia Nova será centralizada na CCEE.

§ 2º A CCEE registrará cessões de energia e de potência das distribuidoras cedentes para as cessionárias no submercado de registro do CCEAR original.

§ 3º As cessões resultantes do MCSD de Energia Nova terão direito ao alívio de exposições entre submercados, nos termos das Regras de Comercialização de Energia Elétrica.

§ 4º As operações efetuadas no âmbito do MCSD Energia Nova serão registradas e consideradas para todos os efeitos na contabilização do mercado de curto prazo e para fins tarifários.

§ 5º Caso haja inadimplência na liquidação do MCSD Energia Nova:

I – a distribuidora cessionária inadimplente terá suas declarações suspensas por doze meses, contados a partir do mês de inadimplência e ficará impedida de participar do MCSD de Energia Nova do ano seguinte, sem prejuízo do disposto no inciso VIII do art. 5º da Resolução Normativa nº 545, de 16 de abril de 2013, ou da disciplina sucedânea; e

II – as distribuidoras cedentes ficarão responsáveis por arcar com os respectivos valores inadimplidos.

Art. 106. Caso a soma dos montantes declarados das distribuidoras resulte em excedente de sobras, será aberta aos geradores vendedores dos contratos de que trata o art. 103, cujos empreendimentos relacionados não possuam unidades geradoras em operação comercial, a possibilidade de ofertar a redução dos montantes vendidos, a qual será liquidada no limite das sobras excedentes, não se aplicando as restrições do §1º daquele artigo.

§ 1º A redução ofertada poderá ser:

I - temporária, total ou parcial, para os processamentos do MCSD Energia Nova de que tratam o inciso I do art. 107, obedecendo a vigência desses processamentos; ou

II – permanente, para o processamento do MCSD Energia Nova de que trata o inciso III do art. 107, com vigência até o fim do período de suprimento dos contratos reduzidos ou implicando a rescisão desses contratos na hipótese de redução total.

§ 2º A oferta de redução somente poderá ser proposta por geradores cujos contratos de venda atendam às seguintes condições:

I – prazo inicial de suprimento igual ou anterior ao início da vigência do processamento do MCSD Energia Nova; e

II - prazo final de suprimento posterior ao término da vigência do MCSD Energia Nova.

§ 3º O gerador especificará o montante de redução que deseja ofertar, discriminando o produto, a usina e o leilão respectivos.

§ 4º A oferta de redução é irretratável e irrevogável, observado o disposto no § 7º.

§ 5º A redução se dará a partir dos contratos de preços mais caros e será limitada ao montante excedente de sobras.

§ 6º Para fins desta resolução, os preços de que trata o § 5º corresponderão ao Índice de Custo Benefício - ICB para contratos na modalidade disponibilidade e ao preço de venda para contratos na modalidade quantidade, definidos à época dos respectivos leilões, ambos atualizados para a data de processamento do MCSD.

§ 7º O gerador poderá ter sua oferta de redução parcialmente atendida caso não haja montante excedente de sobras suficiente para comportar toda a sua oferta de redução, situação na qual será facultado a este gerador a opção de desistir ou retificar a declaração de redução realizada, desde que mantido o produto.

§ 8º As distribuidoras serão obrigadas a reduzir os contratos nos montantes habilitados à redução nos termos dos parágrafos anteriores, independentemente de suas declarações.

§ 9º As sobras e déficits individuais oriundos das reduções de contratos serão equacionados a partir de cessão compulsória de contratos entre as distribuidoras, garantindo-se o equacionamento integral dos déficits declarados nos termos do art. 105 ou oriundos de reduções nos termos do § 8º.

§ 10 Os geradores que tiverem sucesso na redução dos montantes vendidos terão eventuais penalidades administrativas e editalícias atenuadas.

§ 11 A oferta de redução de que trata o inciso II do § 1º ensejará o pagamento de indenização pelos geradores equivalente a um ano de receita do empreendimento, proporcional ao montante reduzido, com sua reversão integral para modicidade tarifária.

§ 12 O montante de energia descontratado ou reduzido não fará jus aos percentuais de redução aplicados às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidentes no consumo de energia elétrica, previstos nos § 1º, § 1º-A e § 1º-B do art. 26 da Lei nº 9.427, de 1996.

Art. 107. O processamento do MCSD Energia Nova será realizado:

I – duas vezes ao ano, uma no mês de junho e outra em dezembro, para cessões que terão vigência no ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova, processado em rodadas sucessivas que abranjam os seguintes intervalos, em ordem de prioridade:

a) 1º de janeiro a 31 de dezembro;

b) 1º de janeiro a 30 de setembro;

c) 1º de janeiro a 30 de junho; e

d) 1º de janeiro a 31 de março.

II – duas vezes ao ano, uma no mês de março e outra em setembro, para as cessões que terão vigência de 12 meses a partir de:

a) 1º de janeiro do ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova;

b) 1º de janeiro do segundo ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova;

c) 1º de janeiro do terceiro ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova;

d) 1º de janeiro do quarto ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova;

e) 1º de janeiro do quinto ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova.

f) 1º de janeiro do sexto ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova; e (Incluída pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

g) 1º de janeiro do sétimo ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova. (Incluída pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

III – duas vezes ao ano, após a realização dos MCSD Energia Nova de que trata o inciso II, para as cessões que terão vigência de 60 meses, a partir de 1º de janeiro do ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova; e

IV – três vezes ao ano para cessões com vigência a partir do mês de finalização do processamento do MCSD Energia Nova até o final do ano.

III – duas vezes ao ano, após a realização dos MCSD Energia Nova de que trata o inciso II, para as cessões que terão vigência de 60 (sessenta) meses, a partir de 1º de janeiro do ano seguinte ao de realização do MCSD Energia Nova; (Redação dada pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

IV – excepcionalmente, até o final de 2022, três vezes ao ano para cessões com vigência a partir do mês de finalização do processamento do MCSD Energia Nova até o final do ano; e (Redação dada pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

V – a partir de 2023, duas vezes ao ano; (Incluído pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

a) no mês de abril, para cessões com vigência a partir de abril até o final do ano, e; (Incluído pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

b) no mês de julho, para cessões com vigência a partir de julho até o final do ano, com limitação de declaração de montante individual por distribuidora de até 5% (cinco por cento) de sua carga verificada no ano anterior ao processamento. (Incluído pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

§ 1º Os resultados do processamento de que trata o inciso I realizado no mês de junho deverão ser divulgados pela CCEE até o dia 15 de junho. (Incluído pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

§ 2º Excepcionalmente para o ano de 2022, o processamento do MCSD Energia Nova de que trata a alínea “f” do inciso II deste artigo previsto para o mês de março, poderá ser realizado em qualquer mês do ano de 2022 antes da realização do Leilão A-6 e por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo. (Incluído pela REN ANEEL 1.018, de 22.04.2022)

§ 3º Para o caso de permissionária que passe a ser modelada na CCEE e que não possua carga verificada registrada na CCEE para o ano anterior ao processamento tratado no caput deste artigo, o limite definido na alínea “b” do inciso V do caput será aplicado em relação à energia requerida no último evento tarifário homologado pela ANEEL. (Redação dada pela REN ANEEL 1.051, de 06.12.2022)

Seção II

Dos Acordos Bilaterais

Art. 108. O Acordo Bilateral poderá envolver as seguintes modalidades: I – redução temporária total ou parcial da energia contratada;

II – redução parcial permanente da energia contratada; III – rescisão contratual.

§ 1º As partes envolvidas no acordo bilateral deverão registrar nos sistemas da CCEE as informações relativas a prazo e montante do acordo até o 25º dia do mês anterior ao mês de início da vigência.

§ 2º A ocorrência de revogação da outorga do gerador, postergação do início de suprimento ou a entrada em operação comercial do empreendimento implicará encerramento imediato do acordo bilateral de que trata o inciso I do caput.

§ 3º Na celebração do acordo bilateral a data de término do período de suprimento não poderá ser alterada.

§ 4º As alterações de montante decorrentes do acordo bilateral provocarão, durante sua vigência, efeitos proporcionais nos demais parâmetros contratuais, devendo refletir no processo de contabilização das operações de compra e venda de energia elétrica no mercado de curto prazo e no cálculo do repasse tarifário.

§ 5º O acordo bilateral será considerado como exposição voluntária das distribuidoras para fins de cálculo de repasse tarifário da sobrecontratação.

§ 6º O acordo bilateral será considerado como atenuante das penalidades administrativas e editalícias decorrentes de atraso ou não implantação do empreendimento imputáveis aos geradores.

§ 7º O acordo bilateral não será considerado para fins de apuração do montante de reposição das distribuidoras.

§ 8º Para as modalidades de acordo previstas nos incisos II e III do caput, os agentes deverão manter cópia do respectivo aditivo contratual, o qual deverá ser enviado à ANEEL em caso de solicitação.

§ 9º O acordo bilateral estará sujeito à análise quanto aos efeitos financeiros ocorridos no Mercado de Xxxxx Xxxxx - MCP, os quais poderão ser compensados pelas distribuidoras em caso de conduta lesiva ao consumidor.

§ 10 Os acordos bilaterais objeto dessa resolução ficam dispensados da homologação prevista no Capítulo I.

§ 11 Os acordos de que tratam os incisos II e III do caput ensejarão o pagamento pelos geradores de indenização equivalente a um ano de receita do empreendimento, proporcional ao montante reduzido, com sua reversão integral para modicidade tarifária, conforme procedimentos definidos no Módulo 4 do Proret.

Seção III

Do Mecanismo de Venda de Excedentes

Art. 109. Poderão participar do Mecanismo de Venda de Excedentes:

I - como vendedores os agentes de distribuição que declararem sobras contratuais de energia

elétrica; e

II - como compradores os consumidores de que tratam os art. 15 e art. 16 da Lei nº 9.074, de 1995, inclusive os que atendem às condições específicas do art. 26, § 5º, da Lei nº 9427, de 1996, os agentes concessionários, permissionários e autorizados de geração, os comercializadores e os agentes de autoprodução, que estejam adimplentes na CCEE no momento da declaração de intenção de compra.

II - como compradores os consumidores de que tratam os art. 15 e art. 16 da Lei nº 9.074, de 1995, inclusive os que atendem às condições específicas do art. 26, § 5º, da Lei nº 9.427, de 1996, os agentes concessionários, permissionários e autorizados de geração, os comercializadores e os agentes de autoprodução, que estejam adimplentes na CCEE no momento da declaração de intenção de compra, ressalvado o disposto no § 4º-F do art. 111. (Redação dada pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

Art. 110. O Mecanismo de Venda de Excedentes terá os seguintes produtos:

I – Mensal;

II – Trimestral:

a) 1º de janeiro a 31 de março;

b) 1º de abril a 30 de junho;

c) 1º de julho a 30 de setembro; e

d) 1º de outubro a 31 de dezembro.

III – Semestral;

a) 1º de janeiro a 30 de junho; e

b) 1º de julho a 31 de dezembro. IV – Anual;

V – Bienal;

VI – Trienal;

VII – Quadrienal; e VIII – Quinquenal.

§ 1º O produto de que trata o inciso I será processado mensalmente, com vigência para o mês seguinte e para os dois meses subsequentes.

§ 2º Os produtos de que tratam as alíneas “a”, “b”, “c” e “d” do inciso II serão processados em dezembro, março, junho e setembro de cada ano, respectivamente, com vigência para o trimestre seguinte.

§ 3º O produto de que trata a alínea “a” do inciso III será processado mensalmente, de junho

a dezembro, com vigência para o semestre seguinte.

§ 4º O produto de que trata a alínea “b” do inciso III será processado mensalmente, de

dezembro a junho do ano subsequente, com vigência para o semestre seguinte.

§ 5º O produto de que trata o inciso IV será processado em junho e dezembro de cada ano, esse último após o processamento de dezembro de que trata o inciso I do art. 107, com vigência entre 1º de janeiro e 31 de dezembro do ano seguinte.

§ 6º Os produtos de que tratam os incisos V a VIII serão processados em maio de cada ano, com início de vigência em 1º de janeiro do ano seguinte.

Art. 110-A A participação dos agentes compradores no Mecanismo de Venda de Excedentes será condicionada ao aporte de Garantias Financeiras: (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

I - de Participação – GFinP; e (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II - de Fiel Cumprimento dos Contratos – GFinFC, para aqueles que se sagrarem vencedores. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 1º A CCEE deverá promover diretamente ou contratar instituição financeira para os serviços de depósito, avaliação, custódia e execução das garantias financeiras referidas no caput, nos termos da presente Resolução Normativa e da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, instituída pela Resolução Normativa nº 957, de 7 de dezembro de 2021. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 2º As garantias financeiras referidas no caput podem ser constituídas de acordo com a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, conforme montantes e prazos constantes na presente Resolução Normativa. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

Art. 110-B A GFinP será de R$ 0,57/MWh (cinquenta e sete centavos de Real por Megawatthora) a ser ofertado, a preços de dezembro de 2021. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 1º O valor de GFinP será atualizado anualmente, sempre em dezembro, para vigência em todos os MVE realizados no ano seguinte, com base na variação, se positiva, do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, divulgado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 2º A GFinP deve ter prazo de vigência mínimo conforme disposto nos Procedimentos de Comercialização. § 3º A GFinP será liberada nas seguintes hipóteses: (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

I - quando o agente não se sagrar vencedor em nenhum produto no Mecanismo de Venda de Excedentes; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II - quando o agente se sagrar vencedor apenas no produto de que trata o inciso I do art. 110; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

III – após o aporte integral da GFinFC, para o agente que se sagrar vencedor nos produtos de que tratam os incisos II a VIII do art. 110; ou (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

IV – após o Mecanismo de Venda de Excedentes, em montante que exceda o aporte integral da GFinFC de que trata o inciso III. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

Art. 110-C A GFinFC deverá ser calculada da seguinte forma: (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 1º Para produtos com preço fixo, a GFinFC será calculada pela multiplicação do montante comercializado, em MWmédios, pelo preço de venda da energia e pelo período de que trata o § 3º. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 2º Para produtos com preço variável, a GFinFC será calculada pela multiplicação do montante comercializado, em MWmédios, pelo ágio, se positivo, e pelo período de que trata o § 3º. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 3º As GFinFCs devem cobrir os seguintes períodos:

I – 745 (setecentas e quarenta e cinco) horas para os produtos de que tratam os incisos II e III do art. 110; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II – 1.464 (mil quatrocentas e sessenta e quatro) horas para os produtos de que tratam os incisos IV a VIII do art. 110. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º As GFinFCs devem ter prazo de vigência mínimo conforme disposto nos Procedimentos de Comercialização. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 5º Não será exigido o aporte de GFinFC para o produto de que trata o inciso I do art. 110. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 6º Para os produtos de que trata o inciso I do § 3º, com preço fixo, a GFinFC deve cobrir também a multa de que trata o inciso I do § 4º-C do art. 111, equivalente a 2% do valor total do contrato para o período disposto no inciso I do § 3º. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 7º As GFinPs podem ser convertidas em GFinFC desde que possuam cobertura e prazo compatível com o disposto neste artigo. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 8º Caso o agente comprador tenha inadimplido em liquidação financeira do MVE ou descumprido a obrigação de aporte da GFinFC nos 12 meses anteriores, o período de que trata o § 3º deverá contemplar todo o contrato, exceto para o produto de que trata o inciso I do art. 110. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 9º No último mês de suprimento de contratos relativos a produtos de que tratam os incisos II a VIII do art. 110 e no penúltimo mês de suprimento de contratos relativos a produtos de que tratam os incisos IV a VIII do art. 110, conforme critérios estabelecidos nos Procedimentos de Comercialização, a GFinFC poderá ser: (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

I – utilizada na liquidação financeira do MVE, não sendo configurada inadimplência; ou (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II – substituída por novas garantias, de valor progressivamente inferior, caso o valor aportado seja superior à cobertura disposta nos §§ 1º, 2º e 6º para o período restante do contrato, nos termos das Regras de Comercialização. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 10. Para os produtos de que tratam os incisos V a VIII do art. 110, preço fixo, a GFinFC deverá ser recomposta sempre que solicitada pela CCEE, conforme Procedimentos de Comercialização, em razão da atualização monetária de que trata o inciso VI do art. 111. (Incluído pela REN ANEEL 1.046, de 08.11.2022)

Art. 110-D Os resultados do estabelecimento das garantias financeiras de que trata o art. 110- A serão analisados pela ANEEL até 5 anos da data de sua implementação pela CCEE. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

Art. 111. O Mecanismo de Venda de Excedentes deverá observar as seguintes diretrizes:

I - A participação dos agentes de distribuição será voluntária, e estes poderão declarar montante de energia elétrica e preço no próprio submercado, por tipo de energia – convencional ou convencional especial, a que estão dispostos a negociar;

II - Os compradores declararão montante de energia elétrica e preço, por submercado e por tipo de energia – convencional ou convencional especial, a que estão dispostos a negociar;

II - Os compradores deverão aportar as garantias financeiras de que trata o art. 110-A e declarar montante de energia elétrica e preço, por submercado e por tipo de energia – convencional ou convencional especial, a que estão dispostos a negociar; (Redação dada pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

III - O montante total de energia elétrica declarado pelo agente de distribuição para cada ano, consideradas todas as vendas realizadas para o período, será limitado a 15% da sua respectiva carga no centro de gravidade, apurada nos 12 meses anteriores de dados disponíveis para o processamento realizado em dezembro do ano anterior ao de referência e, para os produtos de que tratam os incisos I e II do art. 110, o montante declarado será limitado ainda a 1/4 do limite total.

IV - O montante de energia convencional especial declarado pelo agente de distribuição para cada ano, consideradas todas as vendas realizadas para o período, será limitado ao seu respectivo lastro especial em operação comercial, abatidas as vendas de excedente de energia convencional especial vigentes para o período do produto em processamento.

V - O montante total de energia elétrica declarado pelo agente de distribuição para produtos com vigência nos anos seguintes ao do processamento do mecanismo, com exceção do processamento realizado em dezembro, será limitado, preliminarmente, ao montante total calculado conforme os incisos III e IV para o ano de processamento, desconsiderada eventual majoração de limite que tenha sido realizada, para cada tipo de energia, descontado de montantes comercializados em processamentos anteriores para o mesmo período.

VI - O preço a ser praticado em todos os contratos para o período da venda será o preço ofertado por cada comprador vencedor no Mecanismo, dado por submercado e por tipo de energia.

VI - O preço a ser praticado em todos os contratos para o período da venda será o preço ofertado por cada comprador vencedor no Mecanismo, dado por submercado e por tipo de energia, sendo que o preço dos contratos relativos aos produtos de que tratam os incisos V a VIII do art. 110 serão atualizados monetariamente pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE, conforme disposto nos Procedimentos de Comercialização, a partir do segundo ano de vigência de cada contrato. (Redação dada pela REN ANEEL 1.046, de 08.11.2022)

§ 1º Os contratos resultantes do Mecanismo de Venda de Excedentes serão registrados no centro de gravidade do submercado do vendedor, com sazonalização e modulação flat.

§ 1º-A O registro do contrato resultante do Mecanismo de Venda de Excedentes estará condicionado ao aporte integral da GFinFC, exceto para o produto de que trata o inciso I do art. 110. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 1º-B O não aporte integral da GFinFC será considerado descumprimento de obrigação e ensejará o início do processo de desligamento do agente da CCEE e a aplicação da multa de que trata o § 4º-D, considerando, para tanto, que o mês de rescisão do contrato será o primeiro mês contratual. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 1º-C Na hipótese de que trata o § 1º-B, as GFinPs serão executadas e utilizadas no pagamento da multa de que trata o § 4º-D. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 2º A Contabilização e a Liquidação do contrato serão realizadas de forma centralizada pela CCEE, antes da contabilização e liquidação do Mercado de Curto Prazo - MCP.

§ 3º As distribuidoras que estiverem inadimplentes com qualquer obrigação financeira no âmbito da CCEE, na data de liquidação financeira do Mecanismo de Venda de Excedentes, terão a sua receita capturada para quitação de seus débitos.

§ 3º As distribuidoras que estiverem inadimplentes com qualquer obrigação financeira no âmbito da CCEE, na data de liquidação financeira do Mecanismo de Venda de Excedentes, terão a sua receita capturada para quitação de seus débitos, inclusive aquela oriunda da execução das garantias financeiras tratadas no art. 110-A. (Redação dada pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º Caso haja inadimplência por parte dos compradores na liquidação do Mecanismo de Venda de Excedentes: (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

I - O contrato oriundo da venda não será efetivado na contabilização e liquidação do MCP do mês de referência; (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II - Caso ocorra o pagamento parcial, o contrato será efetivado proporcionalmente na contabilização e liquidação do MCP do mês de referência; (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

III - A inadimplência prevista no caput será considerada descumprimento de obrigação e ensejará o início do processo de desligamento do agente na CCEE; (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

IV - Caberá ao comprador inadimplente o pagamento de: (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

a) multa por descumprimento de obrigação, equivalente a 2% (dois por cento) do valor não pago do contrato, lançada na liquidação financeira de penalidades; e (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

b) ressarcimento às distribuidoras, em valor equivalente à diferença, se positiva, entre o valor da venda de excedentes e o PLD médio por submercado do mês em que ocorreu o descumprimento. (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

V - Caracterizada a mora no pagamento dos valores de que trata o inciso IV, incidirão sobre o valor do débito juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados “pro rata die”, sendo vedada a incidência sobre a parcela da multa relativa a encargos moratórios de períodos anteriores; (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

VI - O comprador inadimplente, em caso de reincidência em um período de 12 meses, ficará impedido de participar de novos processos de venda de excedentes pelo período de 2 anos da data da liquidação financeira do mês da inadimplência, ainda que efetue o pagamento dos valores previstos no § 5º. (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

VII – Em caso de desligamento do agente comprador da CCEE, nos termos do inciso III, este ficará obrigado a pagar à distribuidora penalidade de multa por resolução contratual igual a 30% do valor do preço de venda médio da energia até o mês de desligamento multiplicado pelo volume de energia contratada remanescente entre a data do desligamento e o término do contrato. (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

VIII – Cinquenta porcento do valor da multa de que trata o inciso VII deverá ser revertido para modicidade tarifária. (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

IX- Em caso de desligamento do comprador inadimplente, os débitos na liquidação do mecanismo de venda de excedente devem ser lançados em registro escritural especial, a ser mantido pela CCEE em nome dos credores, até a sua eventual quitação. (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º-A Caso haja inadimplência por parte do comprador na liquidação do Mecanismo de Venda de Excedentes, para os produtos de que trata o inciso I do art. 110: (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

I - O contrato oriundo da venda será rescindido e não será efetivado na contabilização e liquidação do MCP do mês de referência; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II – Será aplicada a multa por rescisão contratual de que trata o § 4º-D; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

III - A inadimplência prevista no caput será considerada descumprimento de obrigação e ensejará o início do processo de desligamento do agente na CCEE; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º-B Caso haja inadimplência por parte do comprador na liquidação do Mecanismo de Venda de Excedentes, para os produtos de que tratam os incisos II a VIII do art. 110, com preço variável: (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

I - O contrato oriundo da venda será rescindido e não será efetivado na contabilização e liquidação do MCP do mês de referência; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II – Será aplicada a multa por rescisão contratual de que trata o § 4º-D; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

III - A inadimplência prevista no caput será considerada descumprimento de obrigação e ensejará o início do processo de desligamento do agente na CCEE; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

IV - As GFinFCs serão executadas e utilizadas no pagamento da multa de que trata o inciso II. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º-C Caso haja inadimplência por parte do comprador na liquidação do Mecanismo de Venda de Excedentes, para os produtos de que tratam os incisos II a VIII do art. 110, com preço fixo: (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

I - As GFinFCs serão executadas e utilizadas no pagamento da liquidação do Mecanismo de Venda de Excedentes e de multa por descumprimento de obrigação, equivalente a 2% (dois por cento) do valor não pago do contrato e destinada para alívio das exposições associadas à contratação regulada, conforme Regras de Comercialização; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II – O contrato oriundo da venda será efetivado na contabilização e liquidação do MCP do mês de referência; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

III – O agente inadimplente deverá recompor as GFinFCs de que trata o inciso I; (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

IV – A inadimplência prevista no caput será considerada descumprimento de obrigação e ensejará o início do processo de desligamento do agente na CCEE, e a não recomposição das GFinFC de que trata o inciso III ensejará a rescisão contratual a partir do mês seguinte ao mês de referência da inadimplência e a aplicação da multa por rescisão contratual de que trata o § 4º-D; e (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

V – Na hipótese de não recomposição das GFinFC de que trata o inciso IV, caso ainda existam valores de GFinFC remanescentes, elas serão executadas novamente e utilizadas no pagamento da multa de que trata o inciso IV. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º-D Em caso de rescisão contratual, ou não aporte integral da GFinFC, o agente comprador ficará obrigado a pagar à distribuidora multa igual ao volume de energia contratada remanescente entre o mês de rescisão e o término do contrato, limitado a 12 meses, multiplicado pelo: (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

I – preço de venda da energia, para produtos com preço fixo; ou (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

II – ágio, se positivo, em relação ao PLD, para produtos com preço variável. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º-E Em caso de desligamento do agente comprador da CCEE por motivo que não seja descumprimento de obrigações no âmbito do MVE, o contrato do MVE será rescindido, será aplicada a multa de que trata o § 4º-D, considerando a rescisão a partir do mês de desligamento, e serão executadas as garantias financeiras de que trata o art. 110-A, as quais serão utilizadas no pagamento da multa. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º-F O comprador inadimplente de que tratam os §§ 1º-B, 4º-A, 4º-B e 4º-C, em caso de reincidência em um período de 12 meses, para qualquer caso, ficará impedido de participar de novos processos de venda de excedentes pelo período de 2 anos da data do não aporte ou da data da liquidação financeira do mês da inadimplência, o que acontecer por último. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 4º-G Caso não ocorra a recomposição de que trata o § 10 do art. 110-C, conforme solicitado pela CCEE: (Incluído pela REN ANEEL 1.046, de 08.11.2022)

I - O contrato será rescindido e será aplicada a multa por rescisão contratual de que trata o § 4º-D, considerando o preço de venda da energia e o ágio atualizados; (Incluído pela REN ANEEL 1.046, de 08.11.2022)

II - As GFinFCs serão executadas e utilizadas no pagamento da multa de que trata o inciso I; e (Incluído pela REN ANEEL 1.046, de 08.11.2022)

III - A não recomposição prevista no caput será considerada descumprimento de obrigação e ensejará o início do processo de desligamento do agente na CCEE. (Incluído pela REN ANEEL 1.046, de 08.11.2022)

§ 5º Para a suspensão do processo de desligamento, previsto no inciso III do § 4º, o comprador inadimplente deverá efetuar o pagamento previsto no inciso IV do § 4º.

§ 6º Após a realização dos pagamentos previstos no § 5º, será iniciado o processo de monitoramento do comprador inadimplente e a alteração contratual não será passível de recontabilização.

§ 5º Para a suspensão do processo de desligamento, previsto nos §§ 1º-B, 4º-A, 4º-B e 4º-C, o comprador inadimplente deverá efetuar o pagamento da multa rescisória de que trata o § 4º-D, e de outros valores eventualmente devidos. (Redação dada pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 6º Após a realização dos pagamentos previstos no § 5º, será iniciado o processo de monitoramento do comprador inadimplente e nenhum contrato será restabelecido ou recontabilizado. (Redação dada pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 6º-A Nos termos do art. 69 da Resolução Normativa nº 957, de 7 de dezembro de 2021, a nova adesão de agente desligado também será condicionada ao integral pagamento da multa de que trata o § 4º-D. (Incluído pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

§ 7º Os pagamentos previstos na alínea b do inciso IV do § 4º, a título de ressarcimento contratual, deverão ser efetuados na CCEE, que deverá repassar os valores para as distribuidoras que tiveram seus contratos não efetivados, e estarão sujeitos aos repasses tarifários de que trata o art. 112. (Revogado pela REN ANEEL 1.015, de 12.04.2022)

Art. 112. O Mecanismo de Venda de Excedentes implicará nos seguintes repasses tarifários:

I - O efeito das vendas de excedentes será refletido no processo de reajuste ou revisão tarifária da distribuidora subsequente à contabilização dos respectivos contratos na CCEE e ao encerramento da contabilização do ano civil, conforme metodologia de cálculo a ser definida no Módulo 4 do Proret;

II - As vendas de montantes referentes aos cento e cinco por cento em relação ao mercado regulatório da distribuidora, ou à sua sobrecontratação involuntária, terão 50% de seus efeitos compartilhados em caso de benefício financeiro ou 100% repassados à distribuidora em caso de prejuízo.

§ 1º O benefício financeiro de que trata o inciso II consiste na diferença, caso positiva, entre o valor da venda de excedente e o PLD médio do submercado no período da venda.

§ 2º O prejuízo de que trata o inciso II consiste na diferença, caso negativa, entre o valor da venda de excedente e o PLD médio do submercado no período da venda.

III - As vendas de montantes referentes à sobrecontratação voluntária terão seus efeitos, benefício ou prejuízo, integralmente atribuídos à distribuidora.

Art. 113. Fica aprovada, na forma do Anexo VI desta Resolução, o modelo dos Procedimentos para o Mecanismo de Venda de Excedentes.

Art. 114. Delegar, à CCEE, a operacionalização do Mecanismo de Venda de Excedentes, nos termos desta Resolução.

Seção IV

Do MCSD Contratação Escalonada

Art. 115. O MCSD Contratação Escalonada se aplica aos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs cuja obrigação do agente vendedor, em termos de entrega de energia elétrica contratada, é compatível com o cronograma de entrada em operação comercial das unidades geradoras do empreendimento de geração que confere o respaldo físico desses contratos.

Parágrafo único. O empreendimento de geração referido no caput deve atender, cumulativamente, os seguintes requisitos:

I – a sua outorga ter sido objeto de disputa nos leilões estabelecidos nos incisos I e IV do art.

19 do Decreto no 5.163, de 2004; e

II – a entrada em operação comercial de suas unidades geradoras ocorrer durante os anos subsequentes ao início do período de suprimento dos CCEARs, nos termos do Edital de Leilão e do respectivo Contrato de Concessão de Uso de Bem Público para Geração de Energia Elétrica.

Art. 116. A aplicação do MCSD Contratação Escalonada deverá observar as seguintes

diretrizes:

I – os montantes de energia elétrica que poderão ser objeto de compensação serão aqueles associados à variação anual de volume de energia contratada estabelecida nos CCEARs mencionados no art. 115;

II – a declaração de sobras por parte das distribuidoras cedentes será voluntária, sendo essas sobras decorrentes da compulsoriedade de contratação da parcela da garantia física proveniente do empreendimento de geração mencionado no art. 115 que tiver sido vendida no Ambiente de Contratação Regulada – ACR;

III – o processamento do MCSD Contratação Escalonada poderá ser realizado sempre que, em razão do cronograma de entrada em operação comercial das unidades geradoras do empreendimento de geração, houver variação anual de volume de energia adquirida, sendo que a antecedência desse processamento levará em consideração o prazo, contado em anos, entre a realização do leilão e o início do período de suprimento dos CCEARs mencionados no art. 115;

IV – o processamento do MCSD Contratação Escalonada só será efetivo caso haja declaração de sobras por parte de alguma distribuidora que seja detentora de CCEAR mencionado no art. 115;

V – o processo de aplicação do MCSD Contratação Escalonada será iniciado após o encerramento do prazo para envio de declaração de necessidade de compra para leilão de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, a ser realizado no ano de referência;

VI – a declaração de sobras estará condicionada à não-participação da distribuidora cedente no leilão referido no inciso V;

VII – a aplicação do MCSD Contratação Escalonada considerará todos os CCEARs da distribuidora cedente com as características descritas no art. 115, sem prejuízo do disposto no inciso I;

VIII – não haverá declarações de déficits, sendo o rateio da energia associada às declarações de sobras realizado com base na declaração de necessidade de compra das distribuidoras para o leilão de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a ser realizado no ano em que houver o processamento do MCSD Contratação Escalonada; e

IX – os volumes de energia elétrica compensados ensejarão a celebração de aditivo contratual para fins de adequação dos montantes de energia contratada, conforme modelo de aditivo ao CCEAR aplicável à alteração de montantes de energia contratada a ser aprovado pela ANEEL.

§ 1º Caso a distribuidora participante do mecanismo de compensação de que trata este artigo não possua o CCEAR relativo à energia elétrica que está sendo adquirida, deverá ser celebrado um CCEAR nos termos estabelecidos no Edital de Leilão correspondente.

§ 2º Na eventualidade de os volumes de energia elétrica associados às declarações de sobras não serem integralmente compensados, o montante remanescente de energia elétrica poderá integrar o processamento do ano subsequente, exceto nos casos onde não seja observado o disposto no inciso I.

Art. 117. A CCEE deverá promover a aplicação do MCSD Contratação Escalonada conforme Regras e Procedimentos de Comercialização aplicáveis.

§ 1º Para atendimento ao disposto no caput, a CCEE deverá obter, junto ao Ministério de Minas e Energia – MME, a relação das distribuidoras que declararem necessidade de compra para o leilão de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a ser realizado no ano em que houver o processamento do MCSD Contratação Escalonada, bem como o percentual de participação de cada distribuidora nesse certame.

§ 2º Após o processamento do mecanismo de compensação, a CCEE deverá informar ao MME os volumes de energia elétrica compensados para fins de subsidiar a definição da quantidade total demandada para o leilão referido no § 1º.

§ 3º Observados os prazos estabelecidos em Procedimento de Comercialização específico, a CCEE deverá elaborar as minutas de termo aditivo e, caso aplicável, as minutas originais de CCEAR para assinatura de todas as distribuidoras participantes do MCSD Contratação Escalonada e dos agentes de geração envolvidos nesse processo.

CAPÍTULO VI

DA APROVAÇÃO DO MODELO DE EDITAL DOS LEILÕES DE AJUSTE PARA COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA, DA DELEGAÇÃO A EXECUÇÃO À CCEE.

Art. 118. Aprovar, na forma do Anexo VII desta Resolução, o modelo de edital dos leilões de ajuste para compra de energia elétrica para fins de complementação do atendimento do mercado cativo dos agentes de distribuição de que trata o Art. 26 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

Art. 119. Delegar, à CCEE, a operacionalização dos leilões de ajuste, nos termos desta

Resolução.

Art. 120. Poderão participar dos processos licitatórios:

I – os concessionários, permissionários e autorizados de distribuição de energia elétrica, desde que agentes da CCEE, na condição de compradores; e

II – os concessionários, permissionários, autorizados e registrados de geração, desde que agentes da CCEE, e os autorizados de comercialização e importação de energia elétrica, na condição de proponentes vendedores.

Art. 121. A realização dos leilões de ajuste estará condicionada a autorização da ANEEL.

§ 1º A autorização de que trata o caput será formalizada por meio de Despacho a ser publicado pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM, que definirá:

§ 1º A autorização de que trata o caput será formalizada por meio de Despacho a ser publicado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica – SGM, que definirá: (Redação dada pela REN ANEEL 1.080, de 05.12.2023)

I – a data de realização do certame; e

II – a relação dos produtos a serem negociados.

§ 2º Na definição dos produtos a serem negociados, serão observados os seguintes critérios: I – os produtos deverão ter períodos de suprimento de, no máximo, dois anos;

II – o início do período de suprimento da energia contratada se dará em até quatro meses contados do primeiro dia do mês seguinte ao de realização do leilão.

§ 3º O preço inicial de cada produto corresponderá ao valor mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD_min vigente no ano de realização do leilão, conforme definido em regulamento;

§ 4º O preço máximo será o maior valor entre:

a) a média estimada dos Custos Marginais de Operação – CMO futuros do submercado de entrega da energia, limitados aos Preços de Liquidação das Diferenças - PLD mínimos e máximos, referentes aos períodos de suprimento dos contratos negociados, calculados com base na configuração do Plano Mensal da Operação - PMO do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS; e

b) a média móvel de cinco anos do VR atualizado.

Art. 122. O montante anual de energia contratada em leilões de ajuste por agente de distribuição não poderá exceder a cinco por cento da respectiva carga total contratada, definida pelo montante total de contratos registrados na CCEE no ano anterior ao da realização do leilão.

Art. 123. A CCEE deverá publicar, com base no disposto no Art. 121, o edital específico de cada leilão de ajuste, com antecedência mínima de trinta dias da data de realização do certame.

Parágrafo único. O edital de cada leilão de ajuste deverá estabelecer o cronograma de eventos para a sua realização.

Art. 124. A SRM/ANEEL, após a realização de cada leilão de ajuste, deverá proceder à homologação do procedimento do certame e à adjudicação do seu resultado.

Art. 124. A SGM/ANEEL, após a realização de cada leilão de ajuste, deverá proceder à homologação do procedimento do certame e à adjudicação do seu resultado. (Redação dada pela REN ANEEL 1.080, de 05.12.2023)

Art. 125. Sem prejuízo das atribuições delegadas à CCEE, fica instituída a Comissão dos Leilões de Ajuste, com a finalidade de coordenar os processos relativos à realização das licitações de que trata esta Resolução.

§ 1º A Comissão dos Leilões de Ajuste terá a seguinte composição:

I – cinco membros designados pela ANEEL, incluindo o presidente; e II – três membros designados pela CCEE.

§ 2º À Comissão dos Leilões de Ajuste compete:

I – elaborar os documentos previstos no edital;

II – avaliar a documentação a ser submetida à CCEE para participação nos leilões;

III – adotar as providências necessárias à realização dos leilões e à emissão dos atos administrativos correspondentes;

IV – zelar pelo pleno atendimento dos prazos estabelecidos no cronograma do edital; e

V – dirimir eventuais divergências decorrentes da interpretação e/ou aplicação de disposições

do edital.

CAPÍTULO VII

DAS CONDIÇÕES PARA CONTRATAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA EM CASO DE ATRASO DO INÍCIO DA OPERAÇÃO COMERCIAL DE UNIDADE GERADORA OU EMPREENDIMENTO DE IMPORTAÇÃO DE ENERGIA.

Seção I

Da referência temporal para a caracterização do atraso

Art. 126. A referência temporal para caracterizar o atraso da unidade geradora ou do empreendimento de importação que não está liberado para operação comercial será aquela que ocorrer por último entre:

I - a data de entrada em operação comercial prevista no ato de outorga original;

II – data de início de suprimento fixada no contrato de venda original; ou

III – data de início da obrigação de entrega de energia elétrica, para os contratos integralmente reduzidos nos termos das normas de regência.

§ 1º O contrato de venda original a que se refere o Inciso VII do art. 1º desta Resolução é aquele que atende cumulativamente aos seguintes requisitos:

I – a parte compradora seja uma permissionária, autorizada ou concessionária de distribuição de energia elétrica;

II – a celebração do contrato tenha ocorrido após 15 de março de 2004; e

III – o lastro contratual seja proporcionado exclusivamente pela garantia física de um ou mais empreendimentos de geração ou importação de energia elétrica que ainda não tenham iniciado sua operação comercial.

Seção II

Dos Critérios de Repasse nos casos de atraso

Art. 127. Para fins de reconhecimento tarifário, o agente comprador deverá observar, no pagamento do montante de energia elétrica em atraso constante do contrato de venda original, o menor valor entre:

I - o preço atualizado do contrato de venda original, reduzido pela aplicação do percentual de 15%, a partir do terceiro mês de atraso.

II - o valor médio mensal do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD do submercado de entrega da energia associada ao contrato de venda original, acrescido do montante obtido pela aplicação da seguinte fórmula:

onde:

s = montante a ser acrescido ao valor médio mensal do PLD;

PLDmed = PLD médio mensal do mês em que restar configurado o atraso;

PLDmax = máximo valor vigente para o PLD no mês em que restar configurado o atraso; PLDmin = mínimo valor vigente para o PLD no mês em que restar configurado o atraso;

III - o preço de contrato de compra de energia elétrica adquirido pelo agente vendedor para recompor lastro ao contrato de venda original.

§ 1º Para empreendimento comprometido com contrato na modalidade por disponibilidade, o preço de que trata o inciso I deste artigo será o valor simulado, em R$/MWh, que seria suportado pelo comprador no mês caso o empreendimento estivesse em operação.

§ 2º A CCEE deverá calcular o valor de que trata o § 1° utilizando todos os parâmetros financeiros e físicos constantes do contrato de venda original, contemplando, quando couber, a Receita Fixa e o Custo Variável Unitário – CVU atualizados, a garantia física, a disponibilidade máxima e o montante de inflexibilidade do empreendimento, além do PLD vigente no mês, discretizado por semana e patamar de carga.

§ 3º Caso o agente vendedor não registre contrato de compra ou registre em montante insuficiente para garantir o contrato de venda original, o agente comprador deverá observar, no pagamento do montante não lastreado, o menor valor entre o inciso I e o valor médio mensal do PLD do submercado em que o contrato de venda original estiver registrado.

Art. 128. A recomposição de lastro do contrato de venda original de que trata o inciso III do art. 127 poderá ser realizada com:

I – contratos de compra de energia elétrica registrados pelo agente vendedor na CCEE; e

II – parcela de garantia física de outros empreendimentos de geração de responsabilidade do agente vendedor não comprometida com contratos de venda de energia elétrica.

utilizada.

§ 1º O agente vendedor deverá informar à CCEE a modalidade de recomposição de lastro

§ 2º O contrato de compra de energia elétrica adquirido pelo agente vendedor para conferir

lastro ao contrato de venda original poderá:

I – ser registrado em qualquer submercado;

II – ter critérios de sazonalização e modulação de energia contratada diferentes daqueles estabelecidos no contrato de venda original;

III – envolver montantes de energia elétrica diferentes daqueles estabelecidos no contrato de venda original; e

IV ser contabilizado em qualquer mês que pertença à janela temporal compreendida pelos últimos doze meses, incluindo o mês de referência.

§ 3º O agente vendedor, em caso de opção pela modalidade de recomposição de lastro prevista no inciso I do caput, deverá enviar, em até dez dias úteis após o registro, cópia autenticada do contrato firmado pelos representantes legais das partes signatárias, devidamente registrado em conformidade com as leis brasileiras, do qual deverão constar, impreterivelmente, o preço de venda, o montante de energia elétrica associado e o período de suprimento.

§ 4º A eventual exposição financeira ao mercado de curto prazo decorrente das diferenças dos parâmetros comerciais relativos ao contrato de recomposição de lastro e ao contrato de venda original será assumida pelo agente vendedor.

Art. 129. A verificação do lastro do contrato de venda original, até a entrada em operação comercial de unidade geradora ou de empreendimento de importação de energia comprometido com a contratação, independente da fonte de suprimento, será realizada mensalmente pela CCEE, em conformidade com as regras e procedimentos de comercialização.

Parágrafo único. A verificação de lastro estabelecida nesta Resolução não dispensa a apuração de insuficiência de lastro para venda de energia elétrica estabelecida no inciso I do art. 2° do Decreto n° 5.163, de 2004.

Art. 130. O Critério de repasse previsto no inciso II do art. 127 não será aplicado nas seguintes

hipóteses:

I - registro na CCEE do contrato de compra de energia elétrica adquirido para garantir o lastro do contrato de venda original, com antecedência mínima de seis meses em relação ao início do mês em que houver necessidade de recomposição de lastro devido ao atraso, em conformidade com o disposto no art. 128; ou

II – atraso ocorrido após a liberação da operação em teste no prazo previsto no ato de outorga, limitado a 90 dias;

Seção III

Das Hipóteses que Excluem a Responsabilidade do Agente Vendedor

Art. 131. Na hipótese de o atraso da entrada em operação comercial de unidade geradora ou de empreendimento de importação de energia vinculado a contrato de venda original celebrado com distribuidora ser reconhecido pela ANEEL como decorrente de ato do poder público, caso fortuito ou força maior, o repasse de preço do referido contrato deverá observar o menor valor entre:

I – o preço atualizado do contrato de venda original; e

II – o preço do contrato de compra de energia elétrica adquirido pelo agente vendedor para conferir lastro ao contrato de venda original.

§ 1º Faculta-se ao agente vendedor a opção pelo deslocamento do período de suprimento do contrato de venda original em período menor ou igual ao prazo do atraso, observado que essa opção deverá ser comunicada à CCEE e à ANEEL.

§ 2º Na hipótese do deslocamento previsto no §1°, o fim do período de suprimento fica limitado à data do término da outorga do empreendimento.

§ 3º Na situação prevista no § 1º, o agente comprador ficará exposto ao mercado de curto prazo no exato montante e período de deslocamento do contrato original.

§ 4º O enquadramento em qualquer das hipóteses previstas no caput será estabelecido pela ANEEL, diretamente ou por solicitação do agente, permanecendo a aplicação dos critérios definidos no art. 127 desta Resolução até decisão final no âmbito administrativo.

Art. 132. Está afastada a aplicação dos critérios de repasse estabelecidos nesta Resolução para os casos de atraso, reconhecidos pela ANEEL, na entrada em operação comercial de instalações de uso do âmbito da distribuição ou transmissão necessárias para o escoamento da energia elétrica produzida pelo empreendimento de geração envolvido na contratação se esse for declarado pela ANEEL como apto à operação comercial, e somente quando previsto no contrato de venda original.

§ 1º O disposto no caput não se aplica no caso de alteração, solicitada ou causada pelo agente vendedor, e caracterizada pela ANEEL, das informações de acesso aos sistemas de transmissão ou de distribuição vigentes quando da realização do respectivo leilão.

§ 2º A aplicação do disposto no caput está condicionada ao atendimento integral das condições estabelecidas no contrato de venda original atinentes à matéria.

Seção IV

Do Contrato de Geração Distribuída para Empreendimento de Geração não Modelado na CCEE

Art. 133. Fica limitada a três meses, contados da data originalmente prevista no ato de outorga do empreendimento de geração, a aquisição de energia pela distribuidora no mercado de curto prazo, motivada por atraso do início de operação comercial de unidade geradora de empreendimento de geração distribuída não modelado na CCEE e comprometido com contrato de compra e venda de energia elétrica celebrado com a distribuidora.

§ 1° Findo o prazo estabelecido no caput, o agente controlador do empreendimento de geração distribuída deverá celebrar contrato de compra de energia para conferir lastro ao contrato de venda firmado com a distribuidora.

§ 2º A compra prevista no caput será considerada quando da apuração anual da exposição contratual involuntária da distribuidora.

§ 3° O repasse de custo ao consumidor final deverá ser realizado conforme as condições a

seguir:

I - para a energia adquirida pelo agente de distribuição será considerado o menor valor entre o valor médio mensal do PLD e o preço da energia no contrato original; e

II - para a energia adquirida pelo agente controlador do empreendimento por meio de contratos de compra serão observadas as mesmas condições e percentuais estabelecidos nos artigos 127 a 132 desta Resolução.

Seção V

Das Disposições Finais e Transitórias relativas ao Atraso

Art. 134. A CCEE divulgará mensalmente as referências de preços e montantes de energia elétrica alcançados por esta Resolução, para fins de acerto bilateral entre as partes contratantes.

Parágrafo único. Eventuais diferenças de valores de faturamento bilateral, decorrentes de identificação de inconsistências no processo de apuração dos parâmetros de que trata o caput deverão ser compensadas no ciclo de faturamento subsequente.

CAPÍTULO VIII

DO CRITÉRIO DE ALOCAÇÃO DOS CUSTOS DECORRENTES DA OPERAÇÃO DAS USINAS TERMELÉTRICAS DESPACHADAS POR ORDEM DE MÉRITO, CUJO CUSTO VARIÁVEL UNITÁRIO SEJA SUPERIOR AO VALOR DO PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DAS DIFERENÇAS

Art. 135. O custo adicional decorrente da operação de usinas termelétricas despachadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS por ordem de mérito, cujo CVU da usina for superior ao PLD, deve ser rateado por todos os agentes de consumo, na proporção do consumo líquido total do agente, estando a unidade geradora localizada ou não no mesmo ponto de consumo.

Parágrafo único. O custo adicional de que trata o caput corresponde à diferença entre o CVU da usina despachada e o PLD, multiplicado:

I – pela diferença positiva entre a energia produzida pela usina e a obrigação de entrega de energia, ou a geração destinada ao contrato, quando aplicável, para as usinas comprometidas com CCEARs por disponibilidade; ou

II – pela energia produzida pela usina, para as usinas não comprometida por CCEARs por disponibilidade.

CAPÍTULO IX

DA ATUALIZAÇÃO DOS PROCEDIMENTOS PARA O CÁLCULO DOS LIMITES DE REPASSE DOS PREÇOS DE COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA PARA AS TARIFAS DE FORNECIMENTOS DAS CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO E DA APLICAÇÃO DOS VALORES NORMATIVOS RELATIVOS AOS CONTRATOS DE COMPRA DE ENERGIA DE TERMELÉTRICAS INTEGRANTES DO PROGRAMA PRIORITÁRIO DE TERMELETRICIDADE - PPT

Seção I

Da Formulação do Limite de Repasse

Art. 136. O custo da compra de energia elétrica, a ser considerado nos reajustes previstos nos Contratos de Concessão, será obtido de acordo com a seguinte fórmula:

CE = ( MCI x PCI ) + TCI + ( å MCEi x PCEi ) + (å MCRi x PCRi) + ( MCP x VNC ) + TCE

Onde:

CE = custo das compras de energia elétrica necessárias para atendimento ao mercado de referência, nas condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, expresso em R$;

MCI = volume das compras de energia elétrica, realizadas por meio dos contratos iniciais, no período de referência, expresso em MWh;

PCI = tarifa das compras de energia elétrica referentes aos contratos iniciais, nas condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, expresso em R$/MWh;

TCI = valor dos encargos de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, referentes às compras de energia elétrica realizadas por meio dos contratos iniciais, nas condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, expresso em R$;

MCEi = volume da compra de energia elétrica, no período de referência, relativo ao contrato

bilateral “i” livremente negociado, expresso em MWh;

PCEi = preço de repasse da compra de energia elétrica relativa ao contrato bilateral “i” livremente negociado, nas condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, conforme disposto no art. 137 desta Resolução e expresso em R$/MWh;

MCRi = volume da compra de energia elétrica junto à concessionária de serviço público, no

período de referência, relativo ao contrato bilateral “i”, expresso em MWh;

PCRi = tarifa da compra de energia elétrica referente ao contrato bilateral “i” celebrado com uma concessionária de serviço público, nas condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, conforme disposto no art. 137 desta Resolução e expresso em R$/MWh;

MCP = volume das compras de curto prazo de energia elétrica, necessárias ao atendimento do mercado de referência, no período de referência, expresso em MWh;

VNC = valor normativo definido pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para valoração das compras de curto prazo, nas condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, expresso em R$/MWh; e

TCE = Valor dos encargos de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, complementares aos encargos relativos aos contratos iniciais, nas condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, expresso em R$.

§ 1º Incluem-se na parcela MCI os montantes referentes aos contratos de compra de energia elétrica da Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE e da Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A.

- CDSA, firmados anteriormente à Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, bem como os provenientes da compra de energia elétrica oriunda da Itaipu Binacional.

§ 2º Entende-se por compras de energia elétrica de curto prazo aquelas realizadas no Mercado de Curto Prazo - MCP ou por meio de contratos bilaterais de prazo inferior a vinte e quatro meses.

§ 3º O período de referência, para fins do disposto nesta Resolução, é o intervalo de tempo entre a data de referência anterior constante do contrato de concessão e a data de referência atual do reajuste em processamento.

Art. 137. O repasse das compras de energia elétrica realizadas no período de referência terá o Valor Normativo como limite superior e observará os procedimentos estabelecidos a seguir:

Preço de Compra da Energia Elétrica no Contrato Bilateral “i” – Pbi	Preço do Repasse da Compra de Energia Elétrica – PCEi
PBi ³ Vni	PCEi = VNi
Pbi < Vni	PCEi = PBi + (VNi – PBi) ´ PBi/4´VNi

Onde:

PBi = preço da compra de energia elétrica realizada, no período de referência, por meio do

contrato bilateral “i” livremente negociado, o qual será expresso em R$/ MWh;

VNi = Valor Normativo, definido pela ANEEL, vigente na época da contratação do contrato

bilateral “i”, expresso em R$/MWh;

PCEi = preço de repasse da compra de energia elétrica, expresso em R$/MWh.

Parágrafo único. Os procedimentos de limite de repasse para as tarifas de fornecimento, estabelecidos nesta Resolução, permanecerão em vigor enquanto as condições de mercado assim o exigirem, desta forma resguardando-se os contratos firmados durante a vigência de tais critérios.

Art. 138. Em função da excepcionalidade fixada no § 2º, art. 11, da Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998, usinas termelétricas com atos de outorga em vigor na data de publicação da referida lei poderão fazer jus aos benefícios da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC, observadas as seguintes condições:

I – o limite de repasse do preço das compras de energia elétrica oriunda dessas usinas será objeto de regulamentação específica;

II – na determinação do limite de repasse será descontado o benefício decorrente da aplicação da sistemática da CCC.

Seção II

Do Estabelecimento do Valor Normativo Único

Art. 139. Para cada contrato de compra de energia elétrica de prazo igual ou superior a vinte e quatro meses será associado um Valor Normativo, levando-se em consideração a data de registro do mesmo perante a ANEEL.

§ 1º Para fins de comparação com o Valor Normativo, o preço da energia constante do contrato será considerado no ponto comum de referência do submercado onde se situa o comprador da energia, de acordo com o previsto no art. 15 do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998.

§ 2º No ato de registro do contrato e quando das respectivas revisões, a concessionária ou permissionária deverá apresentar os fatores de ponderação F1i (fator de ponderação do índice IGP-M) e F2i (fator de ponderação do índice de variação cambial) respeitando os limites estabelecidos nesta Resolução, os quais, após aprovação da ANEEL, passarão a ter plena eficácia.

Art. 140. Para efeito do reajuste anual das tarifas de energia elétrica será considerado o montante comprado em função do Mercado de Referência, conforme definido nos respectivos Contratos de Concessão, valorado pelos preços vigentes na “Data do Reajuste em Processamento” – DRP e na “Data de Referência Anterior” – DRA, decorrentes da aplicação do disposto nesta Resolução.

§ 1º Para aplicação do limite de repasse dos preços contratuais, o Valor Normativo estabelecido para cada contrato de compra de energia será atualizado para o mês anterior à data DRP ou DRA, conforme o caso, de acordo com a seguinte fórmula:

Onde:

VNi = Valor Normativo atualizado para o mês do último reajuste do contrato de compra de energia anterior a DRA ou DRP;

VN0 = Valor Normativo vigente em janeiro de 2001; F1i = fator de ponderação do índice IGP-M;

F2i = fator de ponderação do índice de variação cambial;

IGPM1i = valor acumulado do índice geral de preços ao mercado, estabelecido pela Fundação Xxxxxxx Xxxxxx – FGV, até o mês anterior a data de atualização do VN;

IGPM0 = 1,000;

IVC0 = média da cotação de venda do dólar norte-americano, divulgada pelo Banco Central do Brasil, no mês anterior a data de atualização do VN;

IVC0i = R$ 1,9633/US$;

§ 2º A soma dos fatores de ponderação F1i e F2i deverá ser igual a 1,0.

§ 3º Os fatores de ponderação F1i e F2i poderão ser revisados após o décimo ano de vigência de um contrato bilateral, e, após esse período, a cada cinco anos.

§ 4º Na hipótese de variação expressiva no IGP-M e/ou no IVC, entre as datas DRA e DRP, que provoquem impactos significativos no preço da energia comprada, a concessionária ou permissionária de distribuição poderá solicitar à ANEEL revisão específica das tarifas na forma disposta no respectivo Contrato de Concessão.

Art. 141. Fica estabelecido o Valor Normativo único (VN), representativo de fonte competitiva, conforme o quadro a seguir:

VN0(R$/MWh)	F10 mínimo
72,35	0,25

Parágrafo único. O Valor Normativo poderá ser revisto, anualmente ou, a critério da ANEEL, na ocorrência de mudanças estruturais relevantes na cadeia de produção de energia elétrica, devendo considerar os seguintes aspectos:

I – os projetos em desenvolvimento;

II – as expansões previstas do parque gerador;

III – a atualização dos custos dos empreendimentos;

IV – os contratos bilaterais firmados entre os agentes; e V – as políticas e diretrizes do Governo Federal.

Art. 142. O Valor Normativo de Curto Prazo – VNC será o Valor Normativo em vigor na data do reajuste em processamento (DRP) e do reajuste anterior (DRA), pela aplicação da fórmula disposta no art. 140 desta Resolução, considerando F1i = 1,0.

Art. 143. Estabelecer, para os contratos de compras de energia elétrica oriunda de centrais termelétricas integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, instituído pelo Decreto nº 3.371, de 24 de fevereiro de 2000, em fase de implantação comprovada os Valores Normativos, referidos a junho de 2001, conforme o seguinte quadro:

FONTE	VN0i (R$/MWh)	K1(mínimo)
Central Termelétrica a Gás Natural maior que 350 MW	91,06	0,25
Central Termelétrica a Gás Natural menor ou igual que 350 MW	106,40	0,25

§ 1º Para aplicação do limite de repasse dos preços contratuais, o Valor Normativo estabelecido para cada contrato de compra de energia será atualizado para o mês anterior à data DRP ou DRA, conforme o caso, de acordo com a seguinte fórmula:

Onde:

VNi = Valor Normativo atualizado para o mês do último reajuste do contrato de compra de energia anterior a DRA ou DRP;

VN0i = Valor Normativo vigente em junho de 2001; K1i = fator de ponderação do índice IGP-M;

K2i = fator de ponderação do índice de combustíveis; K3i = fator de ponderação do índice de variação cambial;

IGPM1i = valor acumulado do índice geral de preços ao mercado, estabelecido pela Fundação Xxxxxxx Xxxxxx - FGV, até o mês anterior a data de atualização do VN;

IGPM0i = 1,000;

COMB1i = preço do gás natural vigente no mês anterior a data de atualização do VN; COMB0i = preço do gás natural vigente em junho de 2001;

IVC1i = média da cotação de venda do dólar norte-americano, divulgada pelo Banco Central

do Brasil, no mês anterior a data de atualização do VN; IVC0i = R$ 2,3758/US$;

Art. 144. Estabelecer para os contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica de prazo igual ou superior a vinte e quatro meses, referentes aos empreendimentos em fase de implantação comprovada, os Valores Normativos, referidos a janeiro de 2001, conforme o seguinte quadro:

FONTE	VN0i (R$/MWh)	K1(mínimo)
Competitiva	72,35	0,25
Termelétrica Carvão	74,86	0,25
Pequena Central Hidrelétrica – PCH	79,29	0,25
Termelétrica Biomassa e Resíduo	89,86	0,25
Usina Eólica	112,21	0,25
Usina Solar Fotovoltaica	264,12	0,25

§ 1º Para aplicação do limite de repasse dos preços contratuais, o Valor Normativo estabelecido para cada contrato de compra de energia será atualizado para o mês anterior à data DRP ou DRA, conforme o caso, de acordo com a seguinte fórmula:

Onde:

VNi = Valor Normativo atualizado para o mês do último reajuste do contrato de compra de energia anterior a DRA ou DRP;

VN0i = Valor Normativo vigente em janeiro de 2001; K1i = fator de ponderação do índice IGP-M;

K2i = fator de ponderação do índice de combustíveis; K3i = fator de ponderação do índice de variação cambial;

IGPM1i = valor acumulado do índice geral de preços ao mercado, estabelecido pela Fundação Xxxxxxx Xxxxxx - FGV, até o mês anterior a data de atualização do VN;

IGPM0i = 1,000;

COMB1i = valor do índice do combustível, no mês anterior a data de atualização do VN; COMB0i = valor do índice do combustível vigente em janeiro de 2001;

IVC1i = média da cotação de venda do dólar norte-americano, divulgada pelo Banco Central do Brasil, no mês anterior a data de atualização do VN;

IVC0i = R$ 1,963/US$;

§ 2º O índice referente ao combustível, a ser utilizado na fórmula de atualização dos Valores Normativos, será definido de acordo com os seguintes procedimentos:

I – para energia proveniente de centrais geradoras que utilizam gás natural: conforme o disposto na Portaria MME nº 215, de 26 de julho de 2000; e

II – para energia proveniente de centrais geradoras que utilizam carvão mineral nacional: em função da seguinte fórmula:

COMB0 = R$ 19,63/ton

Onde:

OD = valor acumulado até o mês anterior a data de atualização do VN, conforme estabelecido pela Fundação Xxxxxxx Xxxxxx – FGV, Índices Gerais – Índice de preços por atacado – coluna 54 – combustíveis e lubrificantes;

PI = valor acumulado até o mês anterior a data de atualização do VN, conforme estabelecido pela Fundação Xxxxxxx Xxxxxx – FGV, Preço por atacado – oferta global – produtos industriais – total – coluna 27.

III – para a energia proveniente dos demais combustíveis: em função da seguinte fórmula: COMB0 = 1,000

COMB1i = IGPM1i

§ 3º A soma dos fatores de ponderação K1i, K2i e K3i deverá ser igual a 1,0.

§ 4º Os fatores de ponderação K1i, K2i e K3i poderão ser revisados após o décimo ano de vigência de um contrato bilateral, e após esse período, a cada cinco anos.

§ 5º Na hipótese de variação expressiva no IGP-M, COMB e/ou IVC, entre as datas DRA e DRP, que provoquem impactos significativos no preço da energia comprada, a concessionária ou permissionária de distribuição poderá solicitar à ANEEL revisão específica das tarifas na forma disposta no respectivo Contrato de Concessão.

Art. 145. O prazo para protocolo de registro dos contratos a que se refere o caput dos arts. 143 e 144, na ANEEL, expira em 75 (setenta e cinco) dias a contar da data de publicação desta Resolução.

Art. 146. Para os fins de aplicação do disposto nos artigos 143 e 144 desta Resolução, considera-se que se encontram em estágio de implantação comprovada os empreendimentos que atenderem, simultaneamente, às seguintes condições:

I – dispor de Contrato de Concessão ou Ato de Autorização da ANEEL;

II - ter Licença Ambiental de Instalação (LI) em vigência, junto ao Órgão Ambiental responsável;

III – estar cumprindo os marcos do cronograma de implantação do empreendimento aprovados pela ANEEL;

IV - ter firmado contrato de fornecimento de combustível, quando couber;

V – ter firmado contrato de engenharia, projeto e construção – EPC, quando couber; VI – ter firmado contrato de aquisição das unidades geradoras e

VII – ter iniciado negociações com o objetivo de celebrar contrato de uso e acesso à rede.

Parágrafo único. A exclusivo critério da ANEEL, poderá ser dispensada a comprovação de uma das condições acima, caso o atendimento das demais permita concluir que o empreendimento está efetivamente em implantação.

Art. 147. No caso de aditamento dos contratos bilaterais a que se referem os artigos 143 e 144 desta resolução, sendo alterados os montantes e preços de energia negociados, as prerrogativas adquiridas, pelos referidos contratos, com esta resolução, só terão efeito sobre os montantes de energia contratados originalmente.

Art. 148. O acompanhamento da situação dos empreendimentos que venham a se enquadrar nas condições definidas pelo art 146, após a sua comprovação, deverá ser realizado pela fiscalização da ANEEL, utilizando os critérios já estabelecidos. Parágrafo único. O descumprimento de qualquer dessas condições, acarretará a perda, por parte do empreendimento, das prerrogativas adquiridas com esta resolução.

Art. 149. O limite de repasse das compras de energia elétrica, para os contratos a que aludem os arts. 143 e 144, será considerado de acordo com os procedimentos estabelecidos a seguir:

I - para a fixação do limite de repasse considerar que:

a) PBi é o preço da compra de energia elétrica realizada, no período de referência, por meio

do contrato bilateral “i” livremente negociado, o qual será expresso em R$/ MWh;

b) VNi é o Valor Normativo, vigente na época da contratação do contrato bilateral “i”,

definido pela ANEEL, expresso em R$/MWh.

c) PCEi é o preço de repasse da compra de energia elétrica, expresso em R$/MWh.

II - o preço de repasse será estabelecido da seguinte forma:

Preço de Compra da Energia Elétrica no Contrato Bilateral “i” – PBi	Preço do Repasse da Compra de Energia Elétrica – PCEi
PBi ≥ 1,15 x VNi	PCEi = 1,115 x VNi
1,1 x VNi ≤ PBi < 1,15 xVNi	PCEi = 0,5 x PBi + 0,54 x VNi
1,05 x VNi ≤ PBi < 1,1 xVNi	PCEi = 0,8 x PBi + 0,21 x VNi
0,95 x VNi ≤ PBi < 1,05 xVNi	PCEi = PBi
0,9 x VNi ≤ PBi < 0,95 x VNi	PCEi = 0,8 x PBi + 0,19 x VNi

0,85 x VNi ≤ PBi < 0,9 x VNi	PCEi = 0,5 x PBi + 0,46 x VNi
PBi < 0,85 x VNi	PCEi = 0,885 x VNi

CAPÍTULO X

DOS CRITÉRIOS PARA CÁLCULO DO MONTANTE DE REPOSIÇÃO E CONTRATAÇÕES ADICIONAIS DOS AGENTES DE DISTRIBUIÇÃO DO SIN, PARA A CONTRATAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PROVENIENTE DE EMPREENDIMENTOS EXISTENTES

Art. 150. A apuração do montante de reposição será realizada considerando as seguintes categorias de contratos, com o respectivo vencimento ou redução de quantidade, com previsão contratual, no ano “A-1”:

I – Contrato de Comercialização de Energia Elétrica – CCEAR; II – Contrato bilateral registrado na ANEEL; e

III – Contratos equivalentes aos Contratos Iniciais.

§ 1º Para os CCEAR serão utilizados os montantes remanescentes na data do seu vencimento, consideradas as reduções e acréscimos, conforme registros da CCEE.

§ 2º Não integram o montante de reposição os montantes:

I – oriundos de contratos celebrados por meio de Leilões de Ajuste, referidos no art. 26 do Decreto 5.163/2004;

II – oriundos de contratos lastreados por empreendimentos que não estejam em operação comercial e cujo encerramento tenha sido determinado em razão de ato da ANEEL, ou da suspensão do registro por parte da CCEE;

III – originados da suspensão, rescisão, resilição ou redução livremente negociadas entre as partes de contratos celebrados por meio de Leilões de Energia Nova;

IV - contratados no ano A-1, via Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD ou geração distribuída, para repor os montantes dos contratos que foram extintos ou reduzidos nesse ano;

V - não devolvidos no ano A-1 por migração de consumidores para o ACL no mesmo ano, desde que a distribuidora faça tal solicitação, que deverá ser enviada à ANEEL até o 30º dia que antecede à declaração dos Leilões de Energia Existente.

VI – reduzidos ou encerrados em decorrência de processamentos do MCSD Energia Nova de que trata a Resolução Normativa nº 693, de 15 de dezembro de 2015.

§3º Os contratos de compra e venda de energia elétrica celebrados pelos agentes de distribuição com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano, conforme art. 16 do Decreto n.º 5.163, de 2004, serão considerados para fins de apuração do montante de reposição observando as mesmas categorias definidas no caput.

Art. 151. O montante de reposição, expresso em MWmédio, será composto:

I - pelo montante anual, em MWh, dos contratos vencidos no ano “A-1” dividido pelas horas

desse ano; e

II – pelo montante, em MWh, resultante da redução da quantidade contratada pelos agentes

de distribuição no ano “A” em relação ao ano “A-1” dividido pelas horas do ano “A-1”.

§ 1º Até o 15º dia que antecede à declaração dos Leilões de Energia Existente, a ANEEL divulgará, para cada distribuidora, o montante de reposição apurado.

§ 2º No cálculo do montante de reposição deverão ser considerados os efeitos da alocação e/ou revisão da alocação de cotas da garantia física de energia e de potência proveniente das usinas hidrelétricas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e de cotas de Angra I e II.

§ 3º Os montantes das cotas referidas no parágrafo anterior, quando se configurarem como sobras involuntárias, poderão ser abatidos do montante de reposição dos anos posteriores, desde que solicitadas pelos agentes de distribuição antes do prazo estabelecido no § 1º.

Art. 152. A apuração dos montantes para a contratação adicional previstos no § 3° do art. 24 do Decreto nº 5.153, de 2004, será efetuada considerando os seguintes valores:

I – até meio por cento da carga do agente de distribuição comprador, verificada no período

de setembro do ano “A-2” a agosto do ano “A-1”;

II - a compra frustrada em leilões de energia existente e o montante de exposição involuntária de que trata o art. 3º, § 7º, inciso IV, do Decreto nº 5.163, de 2004; e

III – o acréscimo de carga necessário para o atendimento, no ano “A”, ao agente de distribuição com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano que adquire energia de agente de distribuição na modalidade tarifa regulada.

§ 1° A carga do agente de distribuição comprador, para fins do cálculo do inciso I deste artigo, será o somatório da medição do seu consumo, no centro de gravidade, realizada pela CCEE, e a sua geração própria informada no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP.

§2º Para cada uma das parcelas referidas no caput deste artigo, será considerado o menor valor entre o calculado pela ANEEL e o declarado pelo agente de distribuição.

Art. 153. Até 30 dias antes da data estabelecida pelo MME para o encaminhamento da Declaração de Necessidade de compra de energia pelos agentes de distribuição referente ao leilão de energia existente, a CCEE deverá encaminhar à ANEEL e aos agentes de distribuição as seguintes informações:

I – relatório dos CCEARs cujos períodos de fornecimento tenham se encerrado ou que venham a se encerrar no ano corrente e no ano subsequente;

II – o consumo do agente de distribuição verificada no período setembro do ano “A-2” a agosto do ano “A-1”; e

Art. 154. O agente de distribuição deverá encaminhar à ANEEL a cópia da declaração do montante de energia a ser contratado no ano “A” enviada pelo agente de distribuição com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano que adquire energia de agente de distribuição na modalidade tarifa regulada, até 10 dias após o seu recebimento.

CAPÍTULO XI

DOS CRITÉRIOS PARA CÁLCULO DOS MONTANTES DE EXPOSIÇÃO E SOBRECONTRATAÇÃO INVOLUNTÁRIA EM ATENDIMENTO AOS ARTIGOS 2º, 3º E 18 DO DECRETO Nº 5.163, DE 30 DE JULHO DE 2004

Art. 155. Os agentes de distribuição deverão utilizar-se de todos os mecanismos previstos na regulamentação para atendimento à obrigação de contratação da totalidade de seu mercado de energia elétrica.

Art. 156. As penalidades decorrentes do não atendimento à totalidade do mercado de energia elétrica dos agentes de distribuição não serão aplicáveis na hipótese de exposição contratual involuntária reconhecida pela ANEEL.

Art. 157. Considera-se exposição contratual involuntária o não atendimento à totalidade do mercado de energia elétrica dos agentes de distribuição, em razão de:

I - compra frustrada nos leilões regulados promovidos para contratação de energia elétrica, de que tratam os arts. 11 e 19 do Decreto 5.163/2004, decorrente de contratação de energia elétrica e de potência em montante inferior à declaração de necessidade de compra apresentada pelos agentes de distribuição para esses leilões, conforme dispõe o art. 18 do Decreto 5.163/2004, limitados ao montante de reposição, no caso do Leilão de Compra de Energia Elétrica Proveniente de Empreendimentos Existentes.

II - acontecimentos extraordinários e imprevisíveis, reconhecidos pela ANEEL como decorrentes de eventos alheios à vontade do agente vendedor, nos termos do art. 3°, inciso V, da Lei 9.427/1996, e do art. 2°, §§ 16 e 17, da Lei 10.848/2004.

III - suspensão do registro de contratos de compra de energia elétrica em que a distribuidora é parte na CCEE, em razão de diretrizes e determinações estabelecidas pelas normas de regência ou por determinação da ANEEL.

IV - rescisão ou redução, determinada ou reconhecida pela ANEEL, de contratos de compra de energia elétrica em que a distribuidora seja parte.

V - opção de retorno ao mercado regulado de consumidores ou conjunto de consumidores de que trata o art. 26, § 5°, da Lei 9.427/1996, sendo que:

a) será considerado o montante de energia do referido consumidor no período compreendido entre a data do seu retorno à condição de cativo e o início do suprimento do primeiro Leilão de Compra de Energia Elétrica de Novos Empreendimentos de Geração A-3 (Leilão A-3) realizado após a comunicação formal da opção de retorno; e

b) a consideração do montante de energia de que trata a alínea anterior está condicionada à apresentação pela distribuidora de declaração de déficit de energia para fins de sua participação nos processamentos do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD, conforme dispõe o Procedimento de Comercialização específico, que ocorrerem no período compreendido entre a data do retorno do consumidor à condição de cativo e a data de realização do primeiro Leilão A-3 subsequente a esse retorno.

VI - alterações na distribuição de quotas ou na disponibilidade de energia e potência de Itaipu Binacional, do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA ou, a partir de 2013, das Usinas Angra 1 e Angra 2.

VII – não efetivação integral de registro de contratos de compra de energia elétrica em que a distribuidora é parte na CCEE.

Parágrafo único. A suspensão, rescisão, resilição ou redução de contratos livremente negociadas entre as partes não caracteriza exposição contratual involuntária.

Art. 158. É garantida a neutralidade do agente de distribuição comprador, com relação ao repasse dos custos de aquisição às tarifas dos consumidores finais, nos volumes tratados como sobrecontratação involuntária.

§ 1º Entende-se por sobrecontratação involuntária:

§ 1º Entende-se por sobrecontratação involuntária: (Redação dada pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

I - a aquisição de montantes de energia elétrica em quantidade superior à constante da declaração de necessidade de compra apresentada pelos agentes de distribuição nos leilões regulados de que tratam os arts. 11 e 19 do Decreto nº 5.163, de 2004;

II - a alocação de cotas de garantia física e de potência das usinas hidrelétricas enquadradas na Lei nº 12.783, de 2013, acima do montante de reposição.

III - redução de carga decorrente dos efeitos da pandemia da covid-19.

IV - a sobrecontratação de energia elétrica das concessionárias e permissionárias de distribuição em decorrência da opção de seus consumidores pelo regime de MMGD, conforme art. 21 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022. (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

§ 2° Para os casos previstos no § 3º do Artigo 18 do Decreto 5.163/2004, a sobrecontratação involuntária será reconhecida para a parcela disponibilizada para cessão, mas não cedida, mediante o mecanismo previsto no § 5º do art. 28 do referido Decreto.

§ 3º Para os casos previstos no inciso II do § 1º, o valor máximo que poderá ser reconhecido como sobrecontratação involuntária dos agentes de distribuição será a diferença entre a variação positiva dos montantes alocados das cotas de garantia física e o limite mínimo de contratação estabelecido pelo art. 40 do Decreto nº 5.163, de 2004, acrescida das sobras involuntárias dos anos anteriores.

§ 4º Para os casos previstos no inciso III do § 1º, o valor máximo que poderá ser reconhecido como sobrecontratação involuntária dos agentes de distribuição será o resultado calculado conforme os seguintes casos:

I – para os agentes de distribuição que informaram a previsão da carga para os anos 2020 e 2021 nos Leilões de Energia Existente A-1 e A-2 de 2019, será considerado o montante resultante da diferença positiva entre a carga declarada e a carga realizada nos anos 2020 e 2021 acrescida da carga decorrente das migrações dos consumidores para o Ambiente de Contratação Livre - ACL em 2020 e 2021, respectivamente.

II – para os demais agentes de distribuição, será considerado o montante resultante da diferença positiva entre a carga informada para o ano 2020 e 2021 no estudo do SIMPLES/EPE enviada em 2019 e a carga realizada nos anos 2020 e 2021 acrescida da carga decorrente das migrações dos consumidores para o ACL em 2020 e 2021, respectivamente.

§ 5º O período de aferição da variação de carga para o ano de 2020 com base na regra disposta no parágrafo 4º será de 20 de março de a 31 de dezembro de 2020.

§ 6º Para os casos previstos no inciso IV do § 1º, o valor máximo que poderá ser reconhecido como sobrecontratação involuntária dos agentes de distribuição, avaliado o máximo esforço, será o resultado calculado conforme os seguintes casos, acrescido de perdas da rede básica média contabilizada pela CCEE no ano base e abatido da compra de energia excedente de MMGD no ano de referência: (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

I – para os consumidores que possuem medição de geração bruta, será considerado o montante total de geração realizada e aferido pelo agente de distribuição; e (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

II – para os demais consumidores, será considerado o montante total de geração estimado conforme cada tipo de fonte: (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

𝑵/𝟑𝟔𝟓

⎡(1 − 𝐷)1⎤

⎢ ⎥

𝐸𝑏 = [𝑃𝑏 𝑃𝑏−1 𝑃𝑏−2 … 𝑃𝑏−𝑛] × ⎢(1 − 𝐷)2 ⎥ × 𝐹𝐶 × 𝐻

⎢ ⋮ ⎥

[(1 − 𝐷)𝑛]

Onde:

Eb = Energia gerada estimada no ano base (b), para a fonte de geração em consideração;

Pb = Potência instalada da Unidade, atestada pela Distribuidora na vistoria e devidamente informada à ANEEL nos termos da regulamentação de regência para o ano base (b);

N = Número de dias restantes para o ano base terminar;

i. D = Degradação anual de produtividade da central geradora, fixada em 0,5% para a fonte fotovoltaica e 0% para as demais fontes;

FC = Fator de capacidade associado à fonte de geração; e H = Número de horas ano (365 dias x 24 horas)

§ 7º Até que a ANEEL estabeleça novos valores de Fatores de Capacidade – FC, para fonte solar serão calculados com base no índice de radiação, valendo-se dos parâmetros mais recentes disponíveis, por agente de distribuição; para a fonte Hídrica, o FC será de 50%; para a fonte eólica, o FC será de 30%; para a Térmica, o FC será de 70%. (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

§ 8º O primeiro ano de cálculo de sobrecontratação involuntária decorrente de MMGD será aquele correspondente ao ano de publicação da Lei nº 14.300, de 2022, utilizando todas as instalações independente da data de instalação, desde que o agente de distribuição tenha realizado o máximo esforço. (Incluído pela REN ANEEL 1.094, de 21.05.2024)

Art. 159. Para o reconhecimento de exposições e sobrecontratações involuntárias, a ANEEL observará o princípio do máximo esforço por parte das concessionárias de distribuição, para adequar o seu nível de contratação a partir do momento em que puderam conhecer os efeitos ocasionados pelos eventos definidos nos artigos 157 e 158.

§ 1° Entende-se por máximo esforço, a participação nos leilões de que tratam os arts. 11 e 19 do Decreto 5.163/2004, no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD, a utilização eficiente de contratos bilaterais firmados até 16 de março de 2004 e a não aceitação do retorno de consumidores que exercerem a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei n° 9.074/1995, à condição de consumidor cativo em prazo inferior a 5 (cinco) anos.

§ 2º Na aferição do cumprimento da regra de máximo esforço, não será exigida a declaração, em leilões de energia existente ou em MCSD de energia existente, dos montantes de exposição involuntária que sejam oriundos de compra ou entrega frustrada de montantes de energia elétrica adquiridos em leilões de energia nova cujas usinas não estejam em operação comercial à época da declaração.

§ 3º Na aferição do cumprimento da regra de máximo esforço, será exigida a declaração, nos MCSD Energia Nova com vigência no próprio ano ou apenas no ano seguinte ao de realização desse mecanismo, de todos os montantes de exposição involuntária das distribuidoras.

§ 3º Na aferição do cumprimento da regra de máximo esforço, será exigida a declaração, nos MCSD Energia Nova com vigência no próprio ano ou apenas no ano seguinte ao de realização desse mecanismo, de todos os montantes de exposição involuntária das distribuidoras, exceto para o processamento do mês de julho de que trata a alínea b do inciso V do caput do art. 107. (Incluído pela REN ANEEL 1.018, de 26.04.2022)

Art. 160. As exposições involuntárias serão apuradas e homologadas pela ANEEL, para cada ano civil, após a realização da contabilização das operações de compra e venda de energia elétrica referente ao mês de dezembro do ano de apuração.

TÍTULO III

DA CONTRATAÇÃO DE ENERGIA NO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE - ACL

CAPÍTULO I

DOS CONTRATOS DO ACL

Art. 161. A contratação no ACL dar-se-á mediante operações de compra e venda de energia elétrica envolvendo os agentes concessionários, permissionários e autorizados de geração, comercializadores, importadores, exportadores de energia elétrica e consumidores livres.

Parágrafo único. As relações comerciais entre os agentes no ACL serão livremente pactuadas e regidas por contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica, onde estarão estabelecidos, entre outros, prazos e volumes.

CAPÍTULO II

DAS CONDIÇÕES PARA A COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, ORIUNDA DE EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO QUE UTILIZAM FONTES PRIMÁRIAS INCENTIVADAS, COM UNIDADE OU CONJUNTO DE UNIDADES CONSUMIDORAS CUJA CARGA SEJA MAIOR OU IGUAL A 500 kW, NO ÂMBITO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

Seção I Do Objeto

Art. 162. Estabelecer, na forma desta Resolução, as condições para a comercialização de energia elétrica, no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN, do Consumidor Especial com geração oriunda de:

I - aproveitamentos de potencial hidráulico de potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW, destinados à produção independente ou autoprodução, mantidas as características de pequena central hidrelétrica;

II - empreendimentos com potência instalada igual ou inferior a 1.000 kW;

III - empreendimentos cuja fonte primária de geração seja a biomassa, energia eólica ou solar, de potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição menor ou igual a 30.000 kW.

§ 1º Para efeitos desta Resolução serão adotados os seguintes conceitos e definições:

I - Consumidor Especial: consumidor responsável por unidade consumidora ou conjunto de unidades consumidoras do Grupo “A”, integrante(s) do mesmo submercado no SIN, reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW; e

II - Agente Gerador Incentivado: titular de concessão, permissão ou autorização do Poder Concedente para gerar energia elétrica de que trata esta Resolução.

§ 2º São condições para o atendimento ao conjunto de unidades consumidoras, reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito, estarem as unidades localizadas em áreas contíguas ou possuírem o mesmo Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica – CNPJ caso localizadas em áreas não contíguas.

§ 2º São condições para o atendimento ao conjunto de unidades consumidoras, reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito, estarem as unidades localizadas em áreas contíguas ou possuírem o mesmo Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica – CNPJ caso localizadas em áreas não contíguas, ressalvado o disposto no § 2º-A do art. 162. (Redação dada pela REN ANEEL 1.051, de 06.12.2022)

§ 2º-A O conjunto de unidades consumidoras de que trata o inciso I do § 1º do art. 162 poderá ser composto por órgãos da Administração Pública Direta da União, dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios, ainda que não possuam o mesmo CNPJ, representados pelo respectivo ente Político. (Incluído pela REN ANEEL 1.051, de 06.12.2022)

§ 2º-A O conjunto de unidades consumidoras de que trata o inciso I do § 1º do art. 162 poderá ser composto por órgãos da Administração Pública Direta, bem como entidades em geral da Administração Pública Indireta, ainda que não possuam o mesmo CNPJ, representados pelo respectivo ente Político. (Redação dada pela REN ANEEL 1.080, de 05.12.2023)

§ 3º A carga a que se refere o inciso I do § 1º deverá ser comprovada de acordo com as seguintes condições:

I - para uma única unidade consumidora: pelo montante de uso contratado, em qualquer segmento horo-sazonal, de, no mínimo, 500 kW; ou

II - para um conjunto de unidades consumidoras, definidas no inciso I do § 1º: pela soma dos montantes de uso contratado, em qualquer segmento horo-sazonal, de, no mínimo, 500 kW para o referido conjunto em um mesmo segmento.

§ 4º A potência injetada a que se refere o inciso III do caput deverá ser comprovada pelos montantes de uso contratado, associados às unidades geradoras em operação comercial, de, no máximo,

30.000 kW, sem prejuízo da aplicação do disposto no § 2º do art. 165.

“§ 5º Caso a Central Geradora Híbrida (UGH) possua uma ou mais tecnologias de geração não enquadradas no §5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 dezembro de 1996, a UGH deverá possuir medição individualizada por tecnologia de geração para fazer jus à comercialização com Consumidor Especial da energia proveniente de tecnologia de geração enquadrada no referido dispositivo legal.

§ 6º Nos casos em que a UGH individualizar a medição de cada tecnologia ou para centrais geradoras associadas será permitida a comercialização com Consumidor Especial da parcela de energia correspondente às tecnologias que atendam aos critérios dispostos no §5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, conforme previsto nas Regras de Comercialização.”

Art. 163. Na comercialização a que se refere o art. 162 desta Resolução, a garantia física para comprovação de lastro de venda deverá ser:

I - para a PCH participante do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, a sua Energia Assegurada sazonalizada;

II - para a fonte não constante no inciso anterior despachada centralizadamente, a garantia física estabelecida pelo Ministério de Minas e Energia – MME; ou

III - para a fonte não constante nos incisos anteriores, a sua energia efetiva gerada.

§ 1º Para fins de comprovação de lastro de venda, o Agente Gerador Incentivado deverá registrar somente contratos de fontes definidas no art. 162 desta Resolução.

§ 2º Para fins de complementação de geração, o Agente Gerador Incentivado poderá registrar contratos de aquisição de outras fontes de geração, de até 49% (quarenta e nove por cento) da sua garantia física.

§ 3º A Regra de Comercialização específica deverá prever as condições em que o não cumprimento do limite de 49% implicará perda do desconto previsto no § 1º do art. 26 da Lei n° 9.427, de 1996.

Art. 164. Na comercialização de que trata o art. 162 desta Resolução, a concessionária ou permissionária de distribuição ou transmissão, em cujo sistema a unidade consumidora esteja conectada, deverá celebrar com os consumidores, ou conjunto de consumidores, os contratos a seguir indicados:

I - Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição – CCD ou Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCT, nos termos da regulamentação específica; e

II - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD ou Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST, nos termos da regulamentação específica.

Parágrafo único. Para fins de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicada às Tarifas de Uso dos Sistemas Elétricos de Transmissão e Distribuição, conforme o disposto no § 1º do art. 26 da Lei no 9.427, de 1996, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada pelas fontes definidas no art. 162 desta Resolução, a redução final deve ser calculada proporcionalmente aos sub-montantes obtidos a partir dos MW médios provenientes de cada fonte individualmente, e para cada período de consumo.

Art. 165. A comercialização a que se refere o art. 162 desta Resolução implicará a celebração do Contrato de Compra de Energia Incentivada – CCEI, com cláusulas e preços livremente negociados entre o Agente Gerador Incentivado e o Consumidor Especial, devendo dispor, além das cláusulas essenciais aos contratos administrativos, no mínimo, sobre o seguinte:

I - energia elétrica contratada, discriminada por segmentos mensais e/ou anuais; II - período de suprimento;

III - critérios de rescisão; e

IV - submercados de entrega e de consumo.

§ 1° No caso de mais de 3 períodos de comercialização em que a energia elétrica injetada pelo empreendimento de geração que utiliza fonte primária incentivada, nos sistemas de transmissão ou distribuição, for superior ao montante de 30 MWméd, contabilizados no período de um mês, será aplicada, a título de penalidade, a perda do desconto previsto no Parágrafo único do art. 164, para fins de processamento das Regras de Comercialização atinentes ao cálculo do desconto associado ao Agente Gerador Incentivado.

§ 2º Em caso de reincidência de apuração do disposto no § 1º, em um período de 12 meses, a CCEE deverá cancelar a modelagem desse empreendimento de geração realizada em nome do Agente Gerador Incentivado, sendo vedado o acolhimento de nova modelagem por um período de 12 meses.

§ 3º Nas situações previstas nos §§ 1º e 2º, é nulo o percentual de redução a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição que incidem no empreendimento de geração.

Art. 166. O Consumidor Especial deverá garantir o atendimento a 100% (cem por cento) da sua respectiva carga, em termos de energia e potência, por intermédio de geração própria, de contrato de fornecimento com agente de distribuição ou de CCEI.

Art. 167. O Agente Gerador Incentivado e o Consumidor Especial deverão participar da CCEE, podendo ser representados, para efeito de contabilização e liquidação, por outros integrantes dessa Câmara.

§ 1º O CCEI e suas alterações deverão ser registrados na CCEE.

§ 2º O Consumidor Especial responsável por unidade consumidora ou conjunto de unidades consumidoras reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito, deverá ser representado, para efeito de direitos e deveres, por um único CNPJ.

§ 3º É vedada ao Consumidor Especial, no âmbito da CCEE, a modelagem de unidade consumidora que se enquadre nas condições estabelecidas nos arts. 15 ou 16 da Lei no 9.074, de 1995. (Revogado pela REN ANEEL 1.051, de 06.12.2022)

Art. 168. Ao Consumidor Especial que optar pela contratação de energia elétrica oriunda de empreendimentos de que trata o art. 162, é assegurado o livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, mediante pagamento dos encargos de uso e conexão, conforme a regulamentação específica.

Parágrafo único. A conexão à Rede Básica da unidade consumidora, a que se refere esta Resolução, será definida em regulamentação específica.

Art. 169. O Consumidor Especial deverá implementar em sua unidade consumidora, ou em todas as unidades consumidoras que constituem a comunhão de fato e de direito, o Sistema de Medição para Faturamento – SMF de acordo com a regulamentação específica.

Art. 170. Caso o Consumidor Especial permaneça inadimplente de mais de uma fatura mensal em um período de doze meses consecutivos, no CCEI com o Agente Gerador Incentivado ou no CCD ou CUSD com a concessionária ou permissionária de distribuição, esta poderá exigir, após prévia comunicação formal, que o mesmo, para continuar utilizando-se do serviço de distribuição, esteja adimplente com o(s) referido(s) contrato(s).

§ 1º Para os fins do disposto no caput, no caso de inadimplência no CCEI com o Agente Gerador Incentivado, este deverá enviar comunicação formal à concessionária ou permissionária de distribuição, em um prazo máximo de 30 dias, comprovando a condição de inadimplência do referido consumidor.

§ 2º Após comunicação formal do Agente Gerador Incentivado referido no parágrafo anterior ou para os fins do disposto no caput no caso de inadimplência no CCD ou CUSD com a concessionária ou permissionária de distribuição, esta deverá enviar, em um prazo máximo de 30 dias, comunicação formal ao consumidor inadimplente, sob título de “Aviso de Condicionamento da Continuidade dos Serviços”, do qual deverá constar:

I - valores em atraso;

II - acréscimo de multa de até dois por cento para o caso de inadimplência no CCEI, CCD ou CUSD, quando for o caso;

III - juros de até um por cento ao mês;

IV - atualização monetária com base na variação do índice adotado no CCEI, CCD ou CUSD, quando for o caso; e

V - orientações para que o consumidor garanta o atendimento à totalidade de sua carga, sob pena de incorrer em penalidade prevista em regulamentação específica.

§ 3º O “Aviso de Condicionamento da Continuidade dos Serviços” deverá ser por escrito, específico e com entrega comprovada de forma individual, observado o prazo mínimo de antecedência de quinze dias da suspensão dos serviços.

§ 4º A concessionária ou permissionária de distribuição poderá suspender a redução na tarifa de uso do sistema de distribuição, conforme o disposto no § 1º do art. 26 da Lei no 9.427, de 1996, caso o Consumidor Especial permaneça inadimplente dos referidos débitos.

§ 5º O consumidor de que trata o caput poderá solicitar formalmente o seu retorno à condição regulada, desde que se submeta aos prazos e condições previstos na regulamentação de regência.

Art. 171. A comercialização da energia proveniente dos Agentes Geradores Incentivados com os Consumidores Especiais poderá ser realizada por intermédio de comercializador autorizado pela ANEEL, sem prejuízo do previsto no § 1º e § 2º do art. 26 da Lei no 9.427, de 1996.

Art. 172. Na comercialização de que trata o Capítulo II do Título III desta Resolução deverão ser observados os Procedimentos de Rede e os Procedimentos de Distribuição.

CAPÍTULO III

DAS CONDIÇÕES PARA A ANUÊNCIA, NO ÂMBITO DO SISTEMA INTEGRADO DO COMÉRCIO EXTERIOR – SISCOMEX, ÀS OPERAÇÕES DE IMPORTAÇÃO E DE EXPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, REALIZADAS NO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN E NO SISTEMA ISOLADO

Art. 173. A importação e a exportação de energia elétrica realizadas pelo Agente de Importação ou pelo Agente de Exportação de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional – SIN ou no sistema isolado, sujeitar-se-á à expressa anuência da ANEEL mediante deferimento da Licença de Importação ou do Registro de Exportação no Sistema Integrado do Comércio Exterior – SISCOMEX.

Art. 174. Constituem deveres do Agente de Importação ou do Agente de Exportação de energia elétrica :

I - registrar no SICOMEX, no prazo a ser estabelecido pela ANEEL, a Licença de Importação ou o Registro de Exportação de energia elétrica;

II - apresentar, dentro do prazo a ser estabelecido pela ANEEL, cópia dos seguintes documentos:

a. fatura comercial;

b. contrato de importação ou de exportação de energia elétrica; e

c. autorização de exportação ou de importação.

III - adequar a medição às exigências regulamentares definidas pela ANEEL e aos requisitos previstos no Módulo 12 dos Procedimentos de Rede.

IV - arcar com as eventuais repercussões financeiras decorrentes de atrasos no processo de anuência em razão do descumprimento das disposições deste artigo.

§ 1º A análise da solicitação de anuência dar-se-á de acordo com a documentação apresentada pelo Agente de Importação ou do Agente de Exportação de energia elétrica e com os dados da Licença de Importação ou do Registro de Exportação registrados no SISCOMEX.

§ 2º A ANEEL poderá solicitar, ao Agente de Importação ou ao Agente de Exportação de energia elétrica, o envio de documentação adicional comprobatória de situação de fato ou de direito necessária para a instrução do processo de anuência.

Art. 175. A CCEE deverá encaminhar para a ANEEL, dentro do prazo a ser estabelecido pela ANEEL, os dados de medição dos Agentes de Importação e dos Agentes de Exportação de energia elétrica.

TÍTULO IV

DA CONTRATAÇÃO DE ENERGIA RELACIONADA AOS AMBIENTES DE CONTRATAÇÃO REGULADA E LIVRE CAPÍTULO I

CONTRATAÇÃO DE ENERGIA DE RESERVA E O MODELO DO CONTRATO DE USO DA ENERGIA DE RESERVA

- CONUER

Seção I

Das Disposições Gerais

Art. 176. Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva serão pagos mensalmente no âmbito da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, a ser realizada pela CCEE, por intermédio do EER e dos recursos disponíveis na CONER, observados os valores referentes à constituição do Fundo de Garantia e ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONER e dos contratos associados à energia de reserva.

Art. 176. Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva serão pagos mensalmente no âmbito da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, a ser realizada pela CCEE, por intermédio do EER e dos recursos disponíveis na CONER, observados os valores referentes à constituição do Fundo de Garantia e ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários com a estruturação e a gestão do processo de contratação de energia de reserva, bem como a remuneração da CCEE pela gestão do EER e da Conta de Energia de Reserva - CONER e pela realização de estudos que lhe sejam solicitados. (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

Art. 177. Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva de capacidade de geração específica para a mitigação do risco hidrológico em substituição à energia de reserva existente, serão pagos mensalmente no âmbito da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de

Reserva de Capacidade de Geração, em processo específico criado para este fim e análogo ao existente, pelos geradores hidráulicos participantes do MRE que optaram pela repactuação do risco hidrológico.

§ 1º O processo específico de que trata o caput deverá ser realizada pela CCEE, por intermédio do EER estabelecido no art. 182, e dos recursos disponíveis na CONER_GERAÇÃO, observados os valores referentes à constituição do Fundo de Garantia específico desta conta e ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONER

_GERAÇÃO e dos contratos associados à energia de reserva de capacidade de geração.

§ 2º Para a Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva de Capacidade de Geração deverão ser consideradas todas as disposições atinentes à contratação de Energia de Reserva existente de que trata o art. 176, considerando inclusive as disposições de que tratam da liquidação financeira da energia de reserva, da inadimplência, da liquidação financeira no mercado de curto prazo e da gestão da CONER.

Art. 178. Para a operacionalização do processo de contratação de energia de reserva, a CCEE deverá promover a gestão dos recursos financeiros da CONER, observando as finalidades e diretrizes estabelecidas no art. 5o do Decreto no 6.353, de 2008.

§1º Parcela do saldo da CONER será destinada à constituição do Fundo de Garantia para o pagamento dos Agentes Vendedores de Energia de Reserva no caso de inadimplência na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, conforme art. 183 desta Resolução.

§2º Eventuais montantes excedentes apurados na CONER serão restituídos aos Usuários de Energia de Reserva.

Seção II

Do Contrato de Uso da Energia de RESERVA – CONUER

Art. 179. Para estabelecer as condições que irão regular a relação entre a CCEE e o Usuário de Energia de Reserva, fica aprovado o modelo de CONUER, na forma do Anexo VIII desta Resolução.

§ 1o A CCEE e o Usuário de Energia de Reserva deverão aderir, de forma integral, às disposições do CONUER.

(deve ser suprimido, já cumpriu o prazo determinado)

§ 2o Para o novo agente da CCEE que se enquadrar como Usuário de Energia de Reserva, a CCEE deverá disponibilizar o CONUER ao fim do processo de adesão à CCEE, nos termos de Procedimento de Comercialização específico.

Seção III

Do Encargo de Energia de Reserva

Art. 180. O valor do EER será definido mensalmente pela CCEE, mediante aplicação da seguinte

fórmula:

EER		=	⎛	n ∑	Pag		−	SC	+ ΔFG		+ ΔCAFT ⎞
m		máx⎜ 0; ⎝		i=1	im		m		m		m ⎟ ⎠

onde:

EERm é o valor total de encargos, expresso em Reais, a ser recolhido junto aos Usuários de

Energia de Reserva na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva do mês “m”;

n

∑ Pagim é a soma de todos os pagamentos devidos aos Agentes Vendedores de Energia de

i =1

Reserva “i” que devem ser realizados no mês “m”;

SCm é o valor referente ao saldo da CONER, verificada no momento da realização do cálculo

do EER;

DFGm representa os recursos financeiros necessários, no mês “m”, para constituição do Fundo de Garantia, conforme disposto no art. 183 desta Resolução;

DCAFTm representa os recursos financeiros necessários, no mês “m”, para ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONER e dos contratos associados à energia de reserva; e

“n” e ́ o número total de Agentes Vendedores de Energia de Reserva.

Parágrafo único. O valor da componente DCAFTm deverá ser igual ao valor considerado como estimativa mensal dos custos administrativos, financeiros e tributários a serem incorridos pela CCEE na gestão da CONER e na administração dos contratos associados à energia de reserva, nos termos do Procedimento de Regulação Tarifária – PRORET específico.

Art. 180 O valor do EER será definido mensalmente pela CCEE, mediante aplicação da seguinte fórmula: (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

𝑛

𝐸𝐸𝑅𝑚 = 𝑚á𝑥 (0; ∑ 𝑃𝑎𝑔𝑖𝑚 − 𝑆𝐶𝑚 + ∆𝐹𝐺𝑚 + ∆𝐶𝐴𝐹𝑇𝑚 + ∆𝑅𝐸𝑀𝑚)

𝑖=1

onde:

EERm é o valor total de encargos, expresso em Reais, a ser recolhido junto aos Usuários de

Energia de Reserva na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva do mês “m”;

∑

𝑛

𝑖=1

𝑃𝑎𝑔𝑖𝑚 é a soma de todos os pagamentos devidos aos Agentes Vendedores de Energia

de Reserva “i” que devem ser realizados no mês “m”;

do EER;

SCm é o valor referente ao saldo da CONER, verificada no momento da realização do cálculo

ΔFGm representa os recursos financeiros necessários, no mês “m”, para constituição do Fundo

de Garantia, conforme disposto no art. 183 desta Resolução;

ΔCAFTm representa os recursos financeiros necessários, no mês “m”, para ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONER e dos contratos associados à energia de reserva;

2º; e

∆𝑅𝐸𝑀𝑚 representa a duodécima parcela da Remuneração, no mês “m”, estabelecida no §

“n” é o número total de Agentes Vendedores de Energia de Reserva.

§ 1º O valor da componente ΔCAFTm deverá ser igual ao valor considerado como estimativa mensal dos custos administrativos, financeiros e tributários a serem incorridos pela CCEE na gestão da CONER e na administração dos contratos associados à energia de reserva, nos termos do Procedimento de Regulação Tarifária – PRORET específico. (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

§ 2º O valor da remuneração da CCEE pela gestão do EER e da Conta de Energia de Reserva - CONER e pela realização de estudos que lhe sejam solicitados será calculado pela CCEE por meio da diferença entre o montante de dois décimos por cento da Receita Estimada dos Contratos de Energia de Reserva – CER do ano subsequente, encaminhada pela CCEE em outubro do ano anterior, conforme o fluxo de informações do Procedimento de Regulação Tarifária – PRORET específico, e os recursos financeiros para ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONER e dos contratos associados à energia de reserva para o ano subsequente, homologados pela ANEEL. (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

Art. 181. O rateio do EER entre os Usuários de Energia de Reserva será obtido mediante a aplicação das seguintes fórmulas:

𝐸𝐸𝑅𝑔𝑚 = 𝐺𝐹𝑔𝑚 ∗ 𝑃𝑟ê𝑚𝑖𝑜_𝐴𝐶𝐿𝑚

𝑛

𝐸𝐸𝑅𝑟𝑚 = 𝑘𝑟𝑚 ∗ (𝐸𝐸𝑅𝑚 − ∑ 𝐸𝐸𝑅𝑔𝑚)

𝑔

onde:

EERgm é o valor do encargo, expresso em Reais, a ser pago pelo Usuário de Energia de Reserva associado aos geradores hidráulicos participantes do MRE “g”, na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva do mês “m”;

EERrm é o valor do encargo, expresso em Reais, a ser pago pelo Usuário de Energia de Reserva associado aos agentes de consumo “r”, na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva do mês “m”; e

GFgm representa a garantia física do gerador hidráulico participante do MRE “g” que optou

pela repactuação do risco hidrológico no ACL no mês “m”;

𝑃𝑟ê𝑚𝑖𝑜_𝐴𝐶𝐿𝑚 representa o prêmio de risco associado à repactuação do risco hidrológico no ACL, no mês “m”, referente à respectiva assunção do valor de energia de reserva contratada em relação à garantia física da usina participante do MRE.

Krm representa a parcela de carga do Usuário de Energia de Reserva “r” no Sistema Interligado

Nacional – SIN, conforme medição da CCEE em base anual.

N representa os Usuários de Energia de Reserva associado aos agentes de geração que optaram pela repactuação do risco hidrológico.

Art. 182. O rateio do EER entre os Usuários de Energia de Reserva de Capacidade de Geração será obtido mediante aplicação da seguinte fórmula :

𝐸𝐸𝑅𝑔𝑚 = 𝑘𝑔𝑚 ∗ 𝐸𝐸𝑅𝑚

onde:

EERgm é o valor do encargo, expresso em Reais, a ser pago pelo Usuário de Energia de Reserva de Capacidade de Geração “g”, na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva de Capacidade de Geração do mês “m”;

𝑘𝑔𝑚 representa a parcela do montante de energia contratada do Usuário de Energia de

Reserva de Capacidade de Geração “g” no Sistema Interligado Nacional – SIN.

Parágrafo único. O EERm estabelecido na fórmula do caput será calculado nos termos do art.

180, vinculado especificamente à contratação da energia de reserva de capacidade de geração.

Art. 183. Para constituição do Fundo de Garantia, a CCEE deverá considerar o montante de recursos financeiros equivalente a um percentual do valor do pagamento integral dos Agentes Vendedores de Energia de Reserva no mês de referência, observados os critérios de reajuste dos CERs.

Parágrafo único. O percentual de que trata o "caput" deverá ser determinado mensalmente

pela CCEE.

Seção IV

Da Liquidação Financeira Relativa à contratação de Energia de Reserva

Art. 184. A CCEE deverá promover a Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva de forma a contemplar:

I – o recolhimento do EER junto aos Usuários de Energia de Reserva;

II – o pagamento dos valores devidos aos Agentes Vendedores de Energia de Reserva, nos termos dos CERs celebrados e consideradas as cessões de energia de reserva realizadas; e

III – a movimentação dos recursos financeiros que deverão ser retirados da CONER para o integral pagamento previsto no inciso II, ou arrecadados para a CONER, com vistas à constituição do Fundo de Garantia e à cobertura dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão da CONER e dos contratos associados à energia de reserva.

III – a movimentação dos recursos financeiros que deverão ser retirados da CONER para o integral pagamento previsto no inciso II, ou arrecadados para a CONER, com vistas à constituição do Fundo de Garantia e à cobertura dos custos administrativos, financeiros e tributários com a estruturação e a gestão do processo de contratação de energia de reserva, bem como a remuneração da CCEE pela gestão do EER e da Conta de Energia de Reserva - CONER e pela realização de estudos que lhe sejam solicitados. (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

§ 1o A CCEE deverá informar ao Banco Liquidante todos os valores mensais apurados como créditos e débitos referentes aos Usuários de Energia de Reserva, aos Agentes Vendedores de Energia de Reserva e à própria CCEE na condição de gestora da CONER.

§ 2o O Usuário de Energia de Reserva e o Agente Vendedor de Energia de Reserva deverão ser informados pela CCEE dos respectivos resultados individuais apurados.

§ 3o Em caso de inadimplência no pagamento do EER, o valor inadimplido deverá ser coberto com recursos do Fundo de Garantia.

§4º A restituição de que trata o inciso IV do art. 192 a que o Usuário de Energia de Reserva eventualmente faz jus recomporá prioritariamente à CONER em caso de verificação da respectiva inadimplência no recolhimento do EER.

IV – eventuais montantes excedentes apurados na CONER, cuja destinação será a restituição aos Usuários de Energia de Reserva.

Art. 185. O Cronograma de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, a ser elaborado pelo Conselho de Administração da CCEE, nos termos da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, deverá estabelecer o recolhimento do EER previamente à data de realização do pagamento dos valores devidos aos Agentes Vendedores de Energia de Reserva.

Parágrafo único. Extraordinariamente, em situação de identificação de déficit na CONER para cumprimento das obrigações previstas nesta Resolução, a CCEE poderá realizar cobrança do EER em data distinta daquela prevista no cronograma de que trata o caput.

Art. 186. Para a realização da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, deverão ser adotados, no que couber, os procedimentos operacionais empregados no processo de liquidação financeira das operações de compra e venda de energia elétrica no mercado de curto prazo.

Seção V

Da Inadimplência no Pagamento do Encargo de Energia de Reserva

Art. 187. Configura-se em mora o Usuário de Energia de Reserva que deixar de efetuar o pagamento integral do EER na data estabelecida no Cronograma de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva.

§ 1o Caracterizada a mora, sem prejuízo da aplicação do disposto no art. 188 desta Resolução, incidirá sobre o valor do débito remanescente os seguintes encargos moratórios:

I – multa de 2% (dois por cento); e

II - juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados pro rata die.

§ 2o O valor total apurado nos termos dos incisos I e II do § 1º terá o mesmo destino do valor principal e será lançado de imediato pela CCEE, conforme Cronograma de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, como ajuste pelo não pagamento na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva subsequente.

§ 3o A incidência da multa estabelecida no inciso I do § 1o se dará uma única vez.

§ 4o Sem prejuízo do disposto nos incisos I e II do § 1o, os valores do EER que não forem recolhidos na data prevista pela CCEE deverão ser atualizados monetariamente com base no Índice Geral de Preços do Mercado – IGP-M, divulgado pela Fundação Xxxxxxx Xxxxxx – FGV, a partir da data de vencimento até o dia da efetiva liquidação do documento de cobrança, calculado pro rata die.

Art. 188. A inadimplência no pagamento do EER sujeitará o Usuário de Energia de Reserva à aplicação, pela ANEEL, das penalidades previstas na Resolução Normativa no 846, de 11 de junho de 2019.

Parágrafo único. A inadimplência de consumidor livre ou de consumidor especial no pagamento do EER poderá motivar o seu desligamento da CCEE, nos termos da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica.

Seção VI

Da Liquidação da energia de Reserva no Mercado de Curto Prazo

Art. 189. A energia elétrica produzida em central geradora comprometida com CER será contabilizada e liquidada no mercado de curto prazo, devendo a CCEE criar um agente de mercado virtual, com perfil de geração, para representar tal geração.

§ 1o A receita auferida com a liquidação da energia de reserva produzida no mercado de curto prazo deverá ser destinada à CONER.

§ 2o Caso ocorra inadimplência na liquidação financeira das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo, e não sendo suficientes as garantias financeiras aportadas pelos agentes de mercado inadimplentes para cobertura integral dos compromissos financeiros, o agente de mercado virtual de que trata o “caput” deverá ficar isento do rateio dessa inadimplência.

§ 3o Na ocorrência do disposto no § 2o, os demais agentes de mercado credores, na proporção de seus créditos líquidos de operações efetuadas no mercado de curto prazo, deverão responder pelos efeitos da inadimplência e pela manutenção dos créditos do agente de mercado virtual de que trata este artigo.

Art. 190. Fica o agente de mercado virtual de que trata o art. 189 isento do rateio dos custos adicionais associados ao despacho de centrais geradoras acionadas por ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco – CAR, nos termos do art. 3o da Resolução CNPE no 8, de 20 de dezembro de 2007.

Seção VII

Da Gestão da CONER pela CCEE

Art. 191. A CCEE deverá constituir e manter a CONER para administração dos recursos financeiros associados:

I – ao recolhimento do EER junto aos Usuários de Energia de Reserva;

II – ao recebimento dos encargos moratórios decorrentes da inadimplência no pagamento do EER, conforme disposto no art. 187 desta Resolução;

III – à receita auferida com a liquidação de energia de reserva no mercado de curto prazo e com as cessões de energia de reserva registradas.

IV – ao recebimento dos valores referentes ao pagamento de penalidade pelos Agentes Vendedores de Energia de Reserva, nos termos do CER celebrado.

V – garantias de participação e de fiel cumprimento executadas, conforme Portaria MME nº

514/2011.

Parágrafo único. A CONER deverá ser constituída com, no mínimo, 30 (trinta) dias de antecedência em relação ao início do período de suprimento dos CERs.

Art. 192. A gestão da CONER realizada pela CCEE deverá garantir as obrigações financeiras elencadas abaixo:

I – ao pagamento dos valores devidos aos Agentes Vendedores de Energia de Reserva;

II – à constituição e manutenção do Fundo de Garantia, conforme disposto no art. 183 desta Resolução; e

III – ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONER e dos contratos associados à energia de reserva.

IV - à restituição, aos Usuários de Energia de Reserva, dos montantes financeiros excedentes

da CONER.

II – à constituição e manutenção do Fundo de Garantia, conforme disposto no art. 183 desta Resolução; (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

III - ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários com a estruturação e a gestão do processo de contratação de energia de reserva, bem como a remuneração da CCEE pela gestão do EER e da Conta de Energia de Reserva - CONER e pela realização de estudos que lhe sejam solicitados; (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

IV - à restituição, aos Usuários de Energia de Reserva, dos montantes financeiros excedentes da CONER; e (Redação dada pela REN ANEEL 1.087, de 15.04.2024)

V - ao ressarcimento à CCEE dos custos de realização de leilões de energia de reserva cancelados ou malogrados.

§1º A restituição de que trata o inciso IV deverá se dar por meio de lançamento a crédito do Usuário da Energia de Reserva na liquidação do Mercado de Curto Prazo - MCP em que se se identificar a existência de montantes financeiros excedentes.

§2º O rateio da restituição de que trata o §1º entre os Usuários de Energia de Reserva obedecerá a forma de rateio do EER, na forma do art. 181.

Art. 193. As aplicações financeiras com recursos da CONER deverão ser realizadas de forma separada de quaisquer outras operações que envolvam recursos próprios ou outros recursos administrados pela CCEE.

§ 1o A CCEE deverá creditar mensalmente à CONER os eventuais resultados financeiros decorrentes de aplicações financeiras feitas com recursos dessa conta, descontados as taxas, as contribuições e os impostos inerentes a essa movimentação financeira.

§ 2o A aplicação financeira de recursos do Fundo de Garantia deverá observar a necessidade de tais recursos estarem disponíveis, a cada Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, para cobrir eventuais inadimplências no recolhimento do EER.

Art. 194. A CONER será objeto de fiscalização da ANEEL, ficando a CCEE sujeita às disposições da Resolução Normativa no 846, de 11 de junho de 2019.

Seção VIII

Das Disposições Finais e Transitórias da contratação de energia de reserva

Art. 195. Para promover o rateio dos custos decorrentes da contratação da energia de reserva, a CCEE deverá observar o montante de geração proveniente dos empreendimentos de autoprodução e produção independente destinado ao atendimento de unidades de consumo correlatas, conforme os seguintes critérios:

I – para os agentes de geração participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, a geração destinada ao atendimento das unidades de consumo correlatas deverá ser definida com base na energia assegurada alocada; e

II – para os agentes de geração não participantes do MRE, a geração destinada ao atendimento das unidades de consumo correlatas deverá ser definida com base na geração verificada.

Parágrafo único. As regras de comercialização deverão conter mecanismo que considere, no cálculo do EER dos agentes de autoprodução, dos consumidores livres e dos consumidores especiais, apenas a parcela do consumo verificado que exceda o atendimento feito por geração própria, nos termos deste artigo.

Art. 196. Constituindo os custos administrativos, financeiros e tributários efetivamente incorridos pela CCEE na gestão da CONER e na administração dos contratos associados à energia de reserva valor diferente daquele aprovado pela ANEEL e utilizado no cálculo do EER, a diferença será incorporada na estimativa de custos para o ano subsequente.

CAPÍTULO I-A

CONTRATAÇÃO DE RESERVA DE CAPACIDADE NA FORMA DE POTÊNCIA E MODELO DO CONTRATO DE USO DE POTÊNCIA PARA RESERVA DE CAPACIDADE – COPCAP

(Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Seção I

Das Disposições Gerais

(Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-A. Os custos decorrentes da contratação de Reserva de Capacidade serão pagos mensalmente no âmbito da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade, a ser realizada pela CCEE, por intermédio do ERCAP, observados os valores referentes à constituição do Fundo deGarantia e ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONCAP e dos contratos associados à Reserva de Capacidade. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-B. Para a operacionalização do processo de contratação de Reserva de Capacidade, a CCEE deverá promover a gestão dos recursos financeiros da CONCAP, observando as finalidades e diretrizes estabelecidas no art. 9º do Decreto nº 10.707, de 2021. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Parágrafo único. Parcela do saldo da CONCAP será destinada à constituição do Fundo de Garantia para o pagamento dos Agentes Vendedores de Reserva de Capacidade no caso de inadimplência na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade, conforme art. 196-F desta

Resolução. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Seção II

Do Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade – COPCAP

(Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-C. Para estabelecer as condições que irão regular a relação entre a CCEE e o Usuário de Reserva de Capacidade, fica aprovado o modelo de COPCAP, na forma do Anexo XIV desta Resolução. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 1º O Anexo de que trata o caput consta do Processo nº 48500.004373/2021-88 e está disponível no endereço eletrônico xxxxx://xxx.xxx.xx/xxxxx/xx-xx. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 2º A CCEE e o Usuário de Reserva de Capacidade deverão aderir, de forma integral, às disposições do COPCAP. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 3º Para o novo agente da CCEE que se enquadrar como Usuário de Reserva de Capacidade, a CCEE deverá disponibilizar o COPCAP ao fim do processo de adesão à CCEE, nos termos de Procedimento de Comercialização específico. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Seção III

Do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade

(Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-D. O valor do ERCAP será definido mensalmente pela CCEE, mediante aplicação da seguinte fórmula: (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

𝑛

𝐸𝑅𝐶𝐴𝑃𝑚 = 𝑚á𝑥 (0; ∑ 𝑃𝑎𝑔𝑚 − 𝑆𝐶𝑚 + ∆𝐹𝐺𝑚 + ∆𝐶𝐴𝐹𝑇𝑚 + ∆𝑅𝐸𝑀𝑚)

𝑖=1

onde:

ERCAPm é o valor total de encargos, expresso em Reais, a ser recolhido junto aos Usuários de Reserva de Capacidade na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade do mês “m”;

∑

𝑛

𝑖=1

𝑃𝑎𝑔𝑚 é a soma de todos os pagamentos devidos aos Agentes Vendedores de

Reserva de Capacidade “i” que devem ser realizados no mês “m”;

SCm é o valor referente ao saldo da CONCAP, verificada no momento da realização do cálculo

do ERCAP;

∆𝐹𝐺𝑚 representa os recursos financeiros destinados, no mês “m”, para constituição do Fundo

de Garantia, conforme disposto no art. 196-F desta Resolução;

∆𝐶𝐴𝐹𝑇𝑚 representa os recursos financeiros necessários, no mês “m”, para ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributáriosincorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONCAP e dos contratos associados à Reserva de Capacidade;

∆𝑅𝐸𝑀𝑚 representa a duodécima parcela da Remuneração, no mês “m”, estabelecida no §2º;

e

“n” é o número total de Agentes Vendedores de Reserva de Capacidade.

§ 1º O valor da componente ∆𝐶𝐴𝐹𝑇𝑚 deverá ser igual ao valor considerado como estimativa mensal dos custos administrativos, financeiros e tributários a serem incorridos pela CCEE na gestão da CONCAP e na administração dos contratos associados à Reserva de Capacidade, nos termos do Procedimento de Regulação Tarifária – PRORET específico. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 2º O valor da remuneração da CCEE pela gestão do ERCAP e da Conta de Potência para Reserva de Capacidade - CONCAP e pela realização de estudos que lhe sejam solicitados será calculado pela CCEE por meio da diferença entre o montante de dois décimos por cento da Receita Estimada dos Contratos de Potência de Reserva de Capacidade – CRCAP do ano subsequente, encaminhada pela CCEE em outubro do ano anterior, conforme o fluxo de informações do Procedimento de Regulação Tarifária

– PRORET específico, e os recursos financeiros para ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONCAP e dos contratos associados à Reserva de Capacidade para o ano subsequente, homologados pela ANEEL. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 3º A CCEE somente fará jus a remuneração prevista neste artigo quando da Homologação do seu Estatuto Social, alterado pela Resolução Normativa nº 1.087, de 15 de abril de 2024. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-E. O rateio do ERCAP entre os Usuários de Reserva de Capacidade será obtido mediante a aplicação da seguinte fórmula: (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

𝐸𝑅𝐶𝐴𝑃𝑟𝑚 = 𝑘𝑟𝑚 ∗ 𝐸𝑅𝐶𝐴𝑃𝑚

onde:

ERCAPrm é o valor do encargo, expresso em Reais, a ser pago pelo Usuário de Reserva de Capacidade “r”, na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade do mês “m”; e

krm representa a parcela do ERCAP atribuída ao Usuário de Reserva de Capacidade “r” no Sistema Interligado Nacional - SIN, com base no consumo líquido máximo horário no mês “m”, conforme detalhado nas Regras de Comercialização.

Art. 196-F. Para constituição do Fundo de Garantia, a CCEE deverá considerar o montante de recursos financeiros equivalente a um percentual do valor do pagamento dos Agentes Vendedores de

Reserva de Capacidade no mês de referência, observados os critérios de reajuste dos CRCAPs. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Parágrafo único. O percentual de que trata o caput deverá ser determinado mensalmente pela CCEE. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Seção IV

Da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade

(Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-G. A CCEE deverá promover a Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade de forma a contemplar: (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

I – o recolhimento do ERCAP junto aos Usuários de Reserva de Capacidade; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

II – o pagamento dos valores devidos aos Agentes Vendedores de Reserva de Capacidade, nos termos dos CRCAPs celebrados; e (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

III – a movimentação dos recursos financeiros que deverão ser retirados da CONCAP para o pagamento previsto no inciso II, ou arrecadados para a CONCAP, com vistas à constituição do Fundo de Garantia e à cobertura dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão da CONCAP e dos contratos associados à Reserva de Capacidade. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 1º A CCEE deverá informar ao Banco Liquidante todos os valores mensais apurados como créditos e débitos referentes aos Usuários de Reserva de Capacidade, aos Agentes Vendedores de Reserva de Capacidade e à própria CCEE na condição de gestora da CONCAP. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 2º O Usuário de Reserva de Capacidade e o Agente Vendedor de Reserva de Capacidade deverão ser informados pela CCEE dos respectivos resultados individuais apurados. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 3º Em caso de inadimplência no pagamento do ERCAP, o valor inadimplido deverá ser coberto com recursos do Fundo de Garantia. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-H. O Cronograma de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade, a ser elaborado pelo Conselho de Administração da CCEE, nos termos da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, deverá estabelecer o recolhimento do ERCAP previamente à data de realização do pagamento dos valores devidos aos Agentes Vendedores de Reserva de Capacidade. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Parágrafo único. Extraordinariamente, em situação de identificação de déficit na CONCAP para cumprimento das obrigações previstas nesta Resolução, a CCEE poderá realizar cobrança do ERCAP

em data distinta daquela prevista no Cronograma de que trata o caput. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-I. Para a realização da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade, deverão ser adotados, no que couber, os procedimentos operacionais empregados no processo de liquidação financeira das operações de compra e venda de energia elétrica no mercado de curto prazo. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Seção V

Da Inadimplência no Pagamento do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade

(Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-J. Configura-se em mora o Usuário de Reserva de Capacidade que deixar de efetuar o pagamento integral do ERCAP na data estabelecida no Cronograma de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 1º Caracterizada a mora, sem prejuízo da aplicação do disposto no art. 196-K desta Resolução, incidirá sobre o valor do débito remanescente os seguintes encargos moratórios: (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

I - multa de 2% (dois por cento); e (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

II - juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados pro rata die. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 2º O valor total apurado nos termos dos incisos I e II do § 1º terá o mesmo destino do valor principal e será lançado pela CCEE, conforme Cronograma de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade, como ajuste pelo não pagamento na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade subsequente. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 3º A incidência da multa estabelecida no inciso I do § 1º se dará uma única vez. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 4º Sem prejuízo do disposto nos incisos I e II do § 1º, os valores do ERCAP que não forem recolhidos na data prevista pela CCEE deverão ser atualizados monetariamente com base no Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, divulgado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, a partir da data de vencimento até o dia da efetiva liquidação do documento de cobrança, calculado pro rata die. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-K. A inadimplência no pagamento do ERCAP sujeitará o Usuário de Reserva de Capacidade à aplicação, pela ANEEL, das penalidades previstas na regulamentação vigente e poderá motivar o seu desligamento da CCEE, nos termos da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Seção VI

Da Gestão da CONCAP pela CCEE

(Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-L. A CCEE deverá constituir e manter a CONCAP para administração dos recursos financeiros associados: (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

I – ao recolhimento do ERCAP junto aos Usuários de Reserva de Capacidade; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

II – ao recebimento dos encargos moratórios decorrentes da inadimplência no pagamento do ERCAP, conforme disposto no art. 196-J desta Resolução; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

III – ao recebimento dos valores referentes ao pagamento de penalidade pelos Agentes Vendedores de Reserva de Capacidade, nos termos do CRCAP celebrado. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Parágrafo único. A CONCAP deverá ser constituída com, no mínimo, 30 (trinta) dias de antecedência em relação ao início do período de suprimento dos CRCAPs. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-M. A gestão da CONCAP realizada pela CCEE deverá garantir as obrigações financeiras elencadas abaixo: (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

I – ao pagamento dos valores devidos aos Agentes Vendedores de Reserva de Capacidade; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

II – à constituição e manutenção do Fundo de Garantia, conforme disposto no art. 196-F desta Resolução; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

III – ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONCAP e dos contratos associados à Reserva de Capacidade; e (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

IV - ao ressarcimento à CCEE dos custos de realização de leilões de Reserva de Capacidade cancelados ou malogrados. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-N. As aplicações financeiras com recursos da CONCAP deverão ser realizadas de forma separada de quaisquer outras operações que envolvam recursos próprios ou outros recursos administrados pela CCEE. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 1º A CCEE deverá creditar mensalmente à CONCAP os eventuais resultados financeiros decorrentes de aplicações financeiras feitas com recursos dessa conta, descontados as taxas, as contribuições e os impostos inerentes a essa movimentação financeira. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

§ 2º A aplicação financeira de recursos do Fundo de Garantia deverá observar a necessidade de tais recursos estarem disponíveis, a cada Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Reserva de Capacidade, para cobrir eventuais inadimplências no recolhimento do ERCAP. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-O. A CONCAP será objeto de fiscalização da ANEEL, ficando a CCEE sujeita às penalidades dispostas em regulamentação específica. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Seção VII

Das Disposições Finais e Transitórias

(Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-P. Para promover o rateio dos custos decorrentes da contratação de Reserva de Capacidade, a CCEE deverá observar o montante de geração proveniente dos empreendimentos de autoprodução e produção independente destinado ao atendimento de unidades de consumo correlatas, conforme os seguintes critérios: (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

I – para os agentes de geração participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, a geração destinada ao atendimento das unidades de consumo correlatas deverá ser definida com base na energia assegurada alocada; e (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

II – para os agentes de geração não participantes do MRE, a geração destinada ao atendimento das unidades de consumo correlatas deverá ser definida com base na geração verificada. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Parágrafo único. As Regras de Comercialização deverão conter mecanismo que considere, no cálculo do ERCAP dos agentes de autoprodução, dos consumidores livres, dos consumidores especiais e dos agentes de geração com perfil de consumo apenas a parcela do consumo verificado que exceda o atendimento feito por geração própria, nos termos deste artigo. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-Q. Para subsidiar o processo de reajuste e/ou revisão tarifária das concessionárias de distribuição, a CCEE deverá encaminhar à ANEEL, nos mesmos prazos constantes no Submódulo 5.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, com relação à previsão de custos com o Encargo de Energia de Reserva de que trata o Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, as seguintes informações para cada mês dos dois anos subsequentes: (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

I – valor mensal dos pagamentos devidos em cada CRCAP celebrado; (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

II – participação percentual de cada concessionária de distribuição no rateio do ERCAP, obtida com base nos dados de medição dos últimos doze processos de contabilização já realizados. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Parágrafo único. A CCEE deverá considerar a data de reajuste de cada CRCAP celebrado para obtenção do valor dos pagamentos de que trata o inciso I. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

Art. 196-R. Constituindo os custos administrativos, financeiros e tributários efetivamente incorridos pela CCEE na gestão da CONCAP e na administração dos contratos associados à Reserva de Capacidade valor diferente daquele aprovado pela ANEEL e utilizado no cálculo do ERCAP, a diferença será incorporada na estimativa de custos para o ano subsequente. (Incluído pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024)

CAPÍTULO II

DOS CRITÉRIO PARA ANUÊNCIA E DAS DEMAIS CONDIÇÕES PARA REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO DE GERAÇÃO HIDRELÉTRICA POR AGENTES PARTICIPANTES DO MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA - MRE

Seção I

Da Repactuação do Risco Hidrológico

Art. 197. A repactuação de que trata essa Resolução poderá ser realizada nas seguintes modalidades :

I – Ambiente de Contratação Regulada - ACR; e II – Ambiente de Contratação Livre - ACL.

§1º É elegível à repactuação do risco hidrológico no ACR a parcela da usina hidráulica participante do MRE cujo agente de geração tenha celebrado contratos de venda de energia vinculados à usina para concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica.

§2º Os contratos de venda de que trata o §1º e a outorga da usina hidrelétrica correspondente deverão ter vigência mínima até 31 de dezembro de 2016.

§ 3º Para definição do montante de energia elegível no ACR, será considerado o menor valor entre a garantia física da usina hidráulica, referenciado ao centro de gravidade, e a quantidade de energia dos contratos de venda, de que trata o §1°.

§4º É elegível à repactuação do risco hidrológico no ACL a parcela da usina hidráulica não enquadrada nos requisitos dos §§ 1º, 2º e 3º.

Art. 198. Caso o gerador opte pelas duas modalidades de repactuação, a eventual extensão de prazo de outorga se dará observando a mesma proporção da parcela de usina pactuada em cada modalidade, amortizando-se o somatório dos ativos constituídos no ano de 2015 pela margem líquida total.

Parágrafo único. A extensão de prazo considerará a toda a garantia física da usina como recurso disponível para amortização do ativo constituído no ano de 2015.

Seção II

Da Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada

Art. 199. A repactuação do risco hidrológico no ACR se dará por meio da transferência do risco hidrológico ao consumidor mediante pagamento de prêmio de risco pelo gerador.

§ 1º O risco hidrológico a ser transferido ao consumidor será constituído pela insuficiência de geração do MRE, calculada nos termos do art. 200, podendo o gerador optar na repactuação por qualquer uma das seguintes classes de produtos:

I – classe P, na qual o gerador permanece com a propriedade da energia secundária; II – classe SP, na qual a energia secundária também é transferida ao consumidor;

§ 2º Para as classes P e SP, o gerador deverá definir o nível de insuficiência de geração do MRE que suportará, por meio de fator, denominado f, estabelecido entre zero e 11%, com variação por ponto percentual.

§ 3º O prêmio de risco será pago à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias

- CCRBT até o primeiro dia útil do mês subsequente ao mês de competência, e será definido na forma definida no §7º, considerando a classe de produto e o fator f escolhidos pelo gerador, conforme ANEXO IX.

§ 4º Os valores do prêmio de risco unitário definidos no ANEXO IX para as classes de produto P e SP estão referidos à data-base de janeiro de 2015, devendo ser reajustados anualmente, a partir de janeiro de 2016, pela variação do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA na vigência da repactuação.

§ 5º A ANEEL poderá recalcular os valores do prêmio de risco dos produtos P e SP do ANEXO IX, considerando a ampliação do histórico de dados disponíveis, para os geradores que optarem pela repactuação a partir de 2016.

§ 6º O prêmio de risco a ser pago à CCRBT será estabelecido mediante a multiplicação dos valores do prêmio de risco unitários definidos no ANEXO IX pela quantidade de energia repactuada.

§ 7º O gerador firmará termo de adesão, conforme ANEXO XI, o qual especificará a classe de produto, o fator f, o montante de energia cujo risco hidrológico será repactuado, o prazo de postergação de pagamento do prêmio de risco para compensação do resultado de 2015, conforme art. 201, as penalidades, que incluirão multa e juros de mora, a condição resolutiva em caso de inadimplência e a renúncia a pleitos presentes e futuros.

§ 8º Os valores de prêmio de risco dos produtos P e SP do Anexo IX, a partir de 2021, serão recalculados, conforme parágrafo 5º, por meio de Despacho.

Art. 200. O montante do risco hidrológico no ACR, a ser transferido aos consumidores, será calculado mensalmente pela CCEE no processo de contabilização, que utilizará a seguinte equação:

𝑇𝑅_𝑅𝐼𝑆𝑝,𝑚 = 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜 (1;

𝑀𝑂𝑁𝑇_𝐶𝑉𝑅𝑚

)

𝑄𝑀_𝐺𝐹′𝑝,𝑚

× ( ∑ {𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜(0; [(1 − 𝑓) × 𝐺𝐹𝐼𝑆_2′𝑝,𝑟,𝑤 − 𝐺𝐹𝐼𝑆_3′𝑝,𝑟,𝑤]) × 𝑃𝐿𝐷𝑝,𝑟,𝑤

𝑟,𝑤∈𝑚

4

− 𝐶 × {∑[𝑆𝐸𝐶′𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 × 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟,𝑤]}})

𝑠=1

onde:

𝑇𝑅_𝑅𝐼𝑆𝑝,𝑚: Resultado mensal do risco hidrológico que será transferido do vendedor aos

compradores, da usina “p” e por mês “m”;

QM_GF′p,m: Quantidade mensal de garantia física sazonalizada flat, da usina “p” e por mês “m”, referenciado ao centro de gravidade;

f: Risco hidrológico aceito pelo gerador, variando entre zero e 11%, conforme tabela de produtos oferecidos para repactuação (ANEXO IX), sendo zero para a classe SPR;

MONT_CVRm: Montante em MWh da repactuação efetuada pelo agente, podendo variar de zero até o total da energia negociada nos termos do § 1º do art. 197, referente ao mês “m”, distribuído no mês de forma uniforme, sendo que para usinas do Programa Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, o limite superior do montante de repactuação corresponderá a 100% do montante de energia contratado individualmente por cada usina por meio dos contratos PROINFA-PCH-MRE, distribuído no mês de forma uniforme;

GFIS_2′p,r,w: Garantia Física Modulada Ajustada à sazonalização uniforme da usina “p”, para o patamar de carga “r” e semana “w”;

GFIS_3′p,r,w: Garantia Física Modulada Ajustada à sazonalização uniforme para o MRE da usina

“p”, para o patamar de carga “r” e semana “w”;

C: Pode assumir valor zero ou um, a depender da classe de produto escolhida pelo gerador, sendo zero para a classe P, na qual a energia secundária permanece com o gerador, e um para as classes SP e SPR, na qual a energia secundária é transferida ao consumidor;

SEC′p,s,r,w: O direito à energia secundária da usina “p” participante do MRE, por submercado

“s”, patamar de carga “r” e semana “w”, considerada a sazonalização uniforme;

PLDs,r,w: Preço de Liquidação de Diferenças do submercado “s”, para o patamar de carga “r” e semana “w”.

§ 1º O resultado apurado será transferido à CCRBT.

§ 2º Caso a usina hidrelétrica seja desligada do MRE, por opção do gerador hidráulico ou de forma compulsória pela ANEEL, o montante do risco hidrológico a ser transferido aos consumidores será zero durante o período em que permanecer desligada do MRE, sendo mantido o pagamento do prêmio de que trata o art. 197 em período equivalente àquele em que o gerador esteve no MRE com obrigação de pagamento do prêmio e será considerado para apuração do saldo do ativo a ser ressarcido em relação ao ano de 2015.

§ 3º O não retorno opcional ao MRE até o mês seguinte ao fim do período de pagamento de prêmio de que trata o § 2º implicará a resolução do termo de repactuação, extinguindo-se o direito a eventual ressarcimento relacionado ao ano de 2015.

§ 4º Excepcionalmente para desligamentos do MRE durante o ano de 2015, a validade da repactuação está condicionada:

I – ao retorno da usina hidrelétrica ao MRE obedecidas as condições regulamentares; e

II – à permanência da usina hidrelétrica no MRE até o término da outorga ou pelo prazo mínimo de 25 anos, nos casos de outorga precária por meio de registro, observado o § 2º.

§ 5º O descumprimento do § 4º implicará a resolução do termo de repactuação.

Art. 201. O resultado a ser ressarcido referente aos efeitos da repactuação no ano de 2015 e o respectivo prazo de postergação de pagamento de prêmio para cada opção de repactuação estão disponíveis no ANEXO X.

§ 1º Na impossibilidade de ressarcir o resultado de 2015 no prazo remanescente da vigência do contrato de venda, haverá extensão dessa outorga com opção de recontratação da energia vendida ao ACR ou livre negociação da energia.

§ 2º A opção pela recontratação da energia vendida no ACR no prazo de extensão da outorga se dará nas mesmas condições do contrato preexistente de venda no ACR, exceto em relação ao montante vendido.

§ 3º O montante negociado na extensão de prazo será majorado em relação ao contrato de venda preexistente para contemplar a parcela de usina originalmente livre ou a parcela da energia vendida ao ACR nos termos do § 1º do art. 197 que não tenha sido repactuada nos termos do art. 202.

§ 4º O prazo de extensão da outorga será calculado considerando a amortização do ativo constituído e atualizado monetariamente por meio da aferição da margem líquida unitária de referência, calculada em R$/MWh, conforme a seguinte equação: