(Revogado pela Resolução Normativa ANEEL Nº 1009 DE 22/03/2022):

O Diretor-Geral da Agência Nacional De Energia Elétrica - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004 e o que consta do Processo nº 48500.004107/2005-55,

Resolve:

Art. 1º Alterar a Resolução Normativa nº 167, de 10 de outubro de 2005, que passa a vigorar com a seguinte redação:

"Art. 2º .....

.....

§ 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.

§ 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. 3º-C.

§ 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;

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

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. (NR)

Art. 3º .....

.....

§ 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.(NR)

Art. 3º-A. .....

.....

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 §§ 6ºe 7º do art. 2º:

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. (NR)

Art. 3º-B. 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.(NR)

Art. 3º-C. Para subsidiar a análise da ANEEL de CGDs que sigam o disposto no art. 2º, §§ 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. 2º; 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. (NR)

Art. 3º-D. Para elaboração dos editais de chamada pública para os casos descritos no art. 2º, §§ 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. (NR)

Art. 3º-E. A distribuidora deve enviar relatórios anuais à ANEEL, durante os dois primeiros anos de vigência dos CGDs celebrados com base no disposto no art. 2º, §§ 6º e 7º, comparando os benefícios e custos acumulados no período com os valores estimados previamente à aprovação dos contratos, conforme estabelecido no Art. 3º-C, 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. (NR)

Art. 2 º A CCEE deverá encaminhar para aprovação da ANEEL a proposta de alteração das Regras e Procedimentos de Comercialização, em até 90 (noventa) dias a partir da data de publicação desta Resolução.

Art. 3 º Ficam aprovados os modelos de Contrato de Geração Distribuída - CGD anexos a esta Resolução.

Parágrafo único. O modelo de CGD de que trata o caput deve ser obrigatório 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. 4 º Esta Resolução entra em 3 de janeiro de 2022.

ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA

ANEXO