ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO - aneel.gov.br · transformadores trifásicos que excedam ao número de transformadores necessários ao atendimento do critério N-1. Fl. 3 da Análise

* Este documento complementa o Formulário de Análise de Impacto Regulatório.

ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO 1. Em complementação ao formulário de Análise de Impacto Regulatório, a seguir são apresentados para os principais problemas tratados na revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016: as alternativas para solução do problema, a justificativa da opção escolhida e, quando possível, os custos e benefícios da regulação e os riscos para os principais grupos afetados. 1. Parcela Variável por Indisponibilidade em Transformadores Trifásicos. 2. O §3º do art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, define os critérios de aplicação de descontos para as FT – Transformação compostas por transformadores trifásicos, incluindo aquelas consideradas como reserva, condicionando os descontos ao critério de confiabilidade estabelecido para a transformação da subestação.

Art. 5º A concessionária de transmissão deverá informar ao ONS quando ocorrer:

I - a utilização de equipamento reserva remunerado para manter uma FT em operação;

II - a indisponibilidade de equipamento reserva remunerado; e

III - o retorno de equipamento reserva remunerado à condição de disponível.

...

§ 3° Para as FT - Transformação constituídas de transformadores trifásicos, incluindo aquelas utilizadas como reserva energizada em operação, será:

I - em lugar da aplicação da PVI, descontada a parcela da RAP daquelas FT - Transformação indisponíveis, enquanto mantido o critério de confiabilidade estabelecido para a transformação da subestação; e

II - aplicada PVI àquelas FT - Transformação indisponíveis a partir da qual não é mais atendido o critério de confiabilidade estabelecido para a transformação da subestação.

(Grifos nossos)

3. O objetivo da norma foi estabelecer para as FT – Transformação constituídas de transformadores trifásicos tratamento semelhante ao definido para as FT – Transformação constituídas de transformadores monofásicos, descontando para equipamentos reserva apenas a receita associada ao respectivo período de indisponibilidade. Para fins de aplicação da norma, considerou-se como equipamentos reserva trifásicos aqueles que excedem os necessários para atender o critério de confiabilidade definido para a subestação. 4. A dificuldade de aplicação do disposto no §3º do art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, reside no fato de não haver uma definição formal do critério de confiabilidade adotado para cada subestação.

Fl. 2 da Análise de Impacto Regulatório.


1.1. Opção de não regular

5. Como a intervenção regulatória consiste na alteração de texto regulamentar, a opção de não regular significa manter o comando regulatório vigente. A manutenção do texto atual do §3º do art. 5º inviabiliza sua aplicação, uma vez que não existe a definição formal do critério de confiabilidade estabelecido para a transformação de cada subestação.

1.2. Alternativa 1 6. A primeira alternativa para a revisão do comando regulatório estabelecido para a aplicação de PVI para transformadores trifásicos consiste na utilização do critério de confiabilidade N-1, adotado historicamente pelo planejamento do setor elétrico brasileiro para a Rede Básica, como critério de geral de confiabilidade para aplicação do §3º do art. 5º. 7. O texto do §3º do art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, poderia ser alterado para explicitar o critério N-1 como critério geral de confiabilidade para aplicação da PVI.

§ 3° Para as FT - Transformação constituídas de transformadores trifásicos, incluindo aquelas utilizadas como reserva energizada em operação, será:

I - em lugar da aplicação da PVI, descontada a parcela da RAP daquelas FT - Transformação indisponíveis, enquanto mantido o critério de confiabilidade N-1 estabelecido para a transformação da subestação; e

II - aplicada PVI àquelas FT - Transformação indisponíveis a partir da qual não é mais atendido o critério de confiabilidade N-1 estabelecido para a transformação da subestação.

8. Essa alteração permitiria a aplicação do §3º do art. 5º para três transformadores trifásicos da Rede Básica, segundo dados apresentados pelas transmissoras Cemig-GT e Copel-GT por meio de carta ABRATE/ABDIB, de 2 de maio de 2017.

Empresa Nº de Transformadores Trifásicos

Atendem critério ANEEL N-2

Copel GT 77 0,00% (0) Cemig GT 47 6,38% (3)

Fonte: Carta ABRATE/ABDIB, de 02/05/2017. 9. Do ponto de vista operacional, a alteração facilitaria a apuração do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, uma vez que o mesmo critério se aplicaria a todas as subestações, incluindo aquelas em que não há critério de confiabilidade formalmente definido. 10. Embora a alteração do texto facilite a aplicação do regulamento, o efeito do dispositivo regulamentar continuaria limitado, uma vez que não tem sido prática do planejamento da expansão a implantação de transformadores trifásicos que excedam ao número de transformadores necessários ao atendimento do critério N-1.



1.3. Alternativa 2 11. A segunda alternativa proposta para a revisão da norma referente a este tema é a exclusão do §3º do art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, dada sua pouca efetividade. Em seu lugar, propõe-se considerar os transformadores trifásicos como uma Família de FT distinta da família de bancos de transformadores monofásicos, estabelecendo fator Ko reduzido para a família de transformadores trifásicos.

12. A redução do fator Ko tem o objetivo de refletir em certa medida as diferenças entre transformadores trifásicos e banco de transformadores monofásicos equivalentes, já que devido a suas características construtivas (peso, tamanho, etc.) existem dificuldades adicionais no manuseio e manutenção dos equipamentos trifásicos, o que resulta normalmente em tempos maiores de indisponibilidade.

13. A adoção de Ko igual a 50 para a Família de FT – Transformação composta por transformadores trifásicos reduz em um terço o sinal da PVI nas primeiras cinco horas de indisponibilidade e desloca a curva de aplicação da PVI para transformadores trifásicos em relação a PVI para bancos de transformadores monofásicos, como ilustrado na Figura 1.

Figura 1 - Aplicação de PVI para a Família de Transformadores Trifásicos com fator Ko reduzido.

14. Além disso, como essa alternativa não cria tratamento específico para os transformadores trifásicos, mas apenas uma redução do fator Ko, os demais comandos do art. 5º também se aplicariam a transformadores trifásicos. Ou seja, caso a transmissora tenha transformadores trifásicos contratados como reserva, a eles se aplica o desconto da RAP em lugar da PVI quando de sua utilização ou indisponibilidade. Para isso, a função de reserva do equipamento deveria ser validada pelo ONS e refletiva no Contrato de Prestação do Serviços de Transmissão – CPST, assim como já ocorre com as fases reserva de bancos de transformadores monofásicos.



1.4. Alternativa 3 15. A terceira alternativa para a revisão do comando regulatório estabelecido para a aplicação de PVI para transformadores trifásicos foi apresentada pelas as associações ABRATE e ABDIB. A proposta consiste no desconto da parcela da RAP em lugar da PVI para qualquer indisponibilidade de transformadores trifásicos que não provoque (i) sobrecarga nos transformadores trifásicos remanescentes, (ii) problemas de carregamento e tensão no SIN e (iii) custo adicional para os consumidores, como despacho de geração térmica. 16. Essa proposta não está aderente à regulamentação vigente da qualidade do serviço de transmissão, visto que a Parcela Variável é aplicada para indisponibilidades e restrições operativas independentemente de seu impacto para o SIN. 17. A aplicação da Parcela Variável com base no impacto da indisponibilidade ou da restrição operativa para o sistema elétrico requereria uma nova modelagem para a regulamentação que resultasse em descontos proporcionais ao impacto na confiabilidade e na operação do SIN. Proposta nesse sentido precisa de maiores aprofundamentos para sua modelagem e formulação, pois resultaria em uma revisão completa da norma vigente. 1.5. Alternativa escolhida para a solução do problema 18. A alternativa escolhida para a solução do problema foi a Alternativa 2, que cria uma Família de FT para transformadores trifásicos, com fator Ko reduzido para 50 (cinquenta). A justificativa para a escolha dessa alternativa é que ela não viola os conceitos da Parcela Variável por Indisponibilidade, mantêm o sinal econômico para o retorno à disponibilidade da FT no menor tempo possível, mas reduz o sinal econômico para transformadores trifásicos por reconhecer a existência de características construtivas que os diferenciam dos bancos de transformadores monofásicos. 19. A alternativa escolhida tem impacto econômico positivo para as concessionárias de transmissão, visto que para os transformadores trifásicos a PVI das primeiras cinco horas de indisponibilidade é reduzida em 1/3 (um terço) do desconto aplicado segundo o texto regulamentar vigente. Além disso, a proposta desloca em mais de dois dias o tempo até que o limite de desconto de 25% do Pagamento Base – PB da FT seja atingido. 20. Por outro lado, os três transformadores trifásicos que seriam beneficiados pela Alternativa 1 sofrerão impacto negativo com a alternativa escolhida. Como na Alternativa 1 a indisponibilidade desses equipamentos levaria ao desconto apenas da parcela da RAP, para esses três transformadores o sinal seria aumentado, como ilustrado no gráfico da Figura 2.

21. Assim, a opção escolhida traz como oportunidade a redução da PVI para 98% dos transformadores trifásicos, deslocando o desconto da PVI da curva em laranja para a curva em verde no gráfico da Figura 2. De outro modo, aumenta o risco de descontos maiores para três transformadores, beneficiados na Alternativa 1, com o deslocamento do desconto da curva em azul para a curva em verde no gráfico da Figura 2.

22. Cabe destacar que, caso os três transformadores impactados negativamente pela intervenção regulatória tenham de fato uma função de reserva, a concessionária de transmissão poderá solicitar ao ONS sua classificação como reserva e o aditamento do CPST para refletir essa condição e permitir a adoção de desconto da RAP em lugar da PVI, conforme regulamentado no art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016.



Figura 2 – Comparação do sinal proposto para transformadores trifásicos com o sinal para banco de transformadores

monofásicos e com o desconto da RAP previsto atualmente no regulamento.

2. Duração dos desligamentos programados 23. A Resolução Normativa nº 270, de 2007, revogada pela Resolução Normativa nº 729, de 2016, estabelecia que na apuração da PVI para desligamentos programados deveria ser considerado o período real do desligamento. Além disso, definia um acréscimo de 50% no valor da PVI para o período de desligamento que ultrapassasse o período programado. 24. Assim, havia um incentivo econômico para que o período programado para uma intervenção fosse superestimado pelas transmissoras. Esse sinal não era adequado para a operação do Sistema Interligado Nacional – SIN, uma vez que o ONS considera o tempo programado na definição das medidas operativas necessárias para manter o sistema operando adequadamente durante a intervenção. 25. Na Resolução Normativa nº 729, de 2016, o sinal regulatório para coibir atrasos no retorno à disponibilidade foi aprimorado. Para atrasos de até trinta minutos foi mantido o acréscimo de 50% no valor da PVI, e para o período de atraso superior aos trinta minutos iniciais foi estabelecido um fator multiplicador igual a 5 (cinco). Além disso, foi definida a cobrança de PVI para todo o período programado, com o objetivo de desincentivar a programação de desligamento com período muito superior ao estimado para a intervenção, evitando a adoção de medidas operativas desnecessárias pelo ONS.

26. Dessa forma, o comando regulatório estabelecido na Resolução Normativa nº 729, de 2016, aprimorou o tratamento dado na Resolução Normativa nº 270, de 2007, trazendo benefícios para a operação do SIN, uma vez que incentiva as concessionárias de transmissão a programarem as intervenções de forma mais precisa.



27. O problema apontado pelas concessionárias de transmissão e pelo ONS para o comando regulamentar é que ele não incentiva a celeridade no retorno à disponibilidade das FT, uma vez que a PVI é calculada com base no tempo programado, independentemente de retorno antecipado da FT à disponibilidade. 2.1. Opção de não regular

28. Como a intervenção regulatória consiste na alteração de texto regulamentar, a opção de não regular significa manter o comando regulatório vigente. O comando atual não incentiva o retorno da FT à disponibilidade antes do término do período programado, uma vez que o cálculo da PVI tem por base todo o período programado para o desligamento. O retorno à disponibilidade da FT com celeridade é importante para a operação do sistema, de modo que a manutenção do comando regulamentar vigente pode por ser menos benéfica para o SIN.

2.2. Alternativa 1 29. A Alternativa 1 foi proposta pelas associações ABRATE e ABDIB e consiste na alteração do texto regulamentar de modo a estabelecer que no cálculo da PVI seja utilizado o período efetivo de desligamento, em vez do período programado. 30. Considerando o forte incentivo econômico da norma no sentido de evitar atrasos no retorno à disponibilidade das FT em desligamentos programados, a adoção da Alternativa 1 induziria às concessionárias de transmissão a superestimar os tempos programados para a intervenção. Uma vez que os atrasos resultam em descontos elevados, seria natural a programação de desligamentos com tempos bem maiores do que os necessários, já que não haveria desconto associado ao tempo remanescente entre o retorno à disponibilidade e o término do período programado.

31. Assim, essa alternativa não reflete o sinal econômico adequado para incentivar um melhor planejamento dos desligamentos programados. 2.3. Alternativa 2 32. A Alternativa 2 seria tratar o período remanescente entre o retorno à disponibilidade da FT e o tempo total programado de modo similar ao tratamento dado ao cancelamento de desligamentos programados, regulado no art. 14 da Resolução Normativa n º 729, de 2016.

Art. 14. O cancelamento pela concessionária de transmissão da programação de desligamento de uma FT previamente aprovada pelo ONS, com antecedência inferior a 5 (cinco) dias em relação à data prevista, implicará desconto equivalente a 20% (vinte por cento) do período programado, não sendo o período programado subtraído do Padrão de Duração de Desligamentos.

33. Dessa forma, seria aplicado PVI equivalente a 20% (vinte por cento) do período entre o retorno à disponibilidade da FT e o final do período programado para o desligamento.

§ 8º Quando a duração do Desligamento Programado for menor do que o período estabelecido junto ao ONS, será calculada PVI equivalente a 20% (vinte por cento) do período remanescente entre o retorno à disponibilidade e o final do período programado.



34. Essa alternativa mantém o sinal regulatório para a adequada programação do desligamento, mas também incentiva o retorno da FT à disponibilidade em menor tempo. 2.4. Alternativa escolhida para a solução do problema 35. A opção escolhida para a solução do problema foi a Alternativa 2, que estabelece o cálculo de PVI equivalente a 20% (vinte por cento) do período entre o retorno à disponibilidade da FT e o final do período programado. A justificativa para a escolha dessa alternativa é que ela incentiva o retorno célere das FT à disponibilidade, mantém o sinal para uma programação adequada do desligamento e confere ao tempo não utilizado no desligamento tratamento equivalente ao cancelamento de desligamentos programados. 36. O impacto econômico dessa intervenção é a redução em 80% do valor de PVI para o período remanescente entre o retorno à disponibilidade da FT e o final do período programado. Além disso, a intervenção oportuniza o retorno mais rápido das FT à disponibilidade, o que impacta positivamente a operação do SIN, podendo significar, em alguns casos, redução de custos para os usuários do sistema de transmissão.

37. Por outro lado, a intervenção pode aumentar a pressão sobre as equipes de manutenção para a redução dos tempos de desligamentos. Isso pode representar um aumento no risco de falhas humanas associadas às atividades de manutenção e levar a desligamentos intempestivos das FT. Esse risco deve ser mitigado por meio do monitoramento dos desligamentos causados por falhas humanas e, quando necessário, por meio da aplicação de sanções administrativas às concessionárias de transmissão. 3. Adequação do sinal regulatório estabelecido nos arts. 17 e 18 da Resolução Normativa nº 729, de 2016. 38. O art. 18 da Resolução Normativa nº 729, de 2016, trata do desconto a ser aplicado pelo período de operação de uma FT com indisponibilidade de um dos seus terminais ou trechos, e com a energização do restante da FT estabelecida pelo ONS.

Art. 18. O período de operação de uma FT com indisponibilidade de um dos seus terminais ou trechos, e com a energização do restante da FT estabelecida pelo ONS, acarretará a aplicação da PVI utilizando para o cálculo 50% (cinquenta por cento) do PB da referida FT.

39. O regulamento estabelece que quando uma FT está operando, mas com indisponibilidade de um dos seus terminais ou trechos, o cálculo da PVI deve ser realizado utilizando-se 50% (cinquenta por cento) do Pagamento Base – PB da função. 40. De modo semelhante, o art. 17 da Resolução Normativa nº 729, de 2016, trata do desconto a ser aplicado quando do desligamento de equipamento que componha a FT – Módulo Geral.

Art. 17. No caso do desligamento de equipamento que compõe a FT - Módulo Geral, que não cause indisponibilidade de todas as outras FT conectadas na mesma subestação, acarretará a aplicação da PVI utilizando para o cálculo 50% (cinquenta por cento) do PB da FT - Módulo Geral e o período de indisponibilidade do equipamento que compõe a FT - Módulo Geral que causou o evento.

41. Os casos mais comuns de aplicação dos arts. 17 e 18 ocorrem quando da indisponibilidade de disjuntores. Nesses casos, quando o disjuntor indisponível integra a FT Módulo Geral aplica-se o art. 17, e quando o disjuntor indisponível integra outra FT (linha de transmissão, transformação ou controle de reativo) aplica-se o art. 18.



A Figura 3 exemplifica a aplicação desses artigos da norma para uma subestação com arranjo em barra dupla com disjuntor e meio.

Figura 3 – Exemplo de aplicação dos artigos 17 e 18 da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

42. A aplicação da regulamentação vigente levaria a uma diferença muito grande entre o sinal econômico proveniente da aplicação do art. 17 em relação à aplicação do art. 18, embora em situações de indisponibilidades semelhantes. Isto porque, como a regulamentação não estabelece fatores Kp e Ko para a FT Módulo Geral, o ONS vem aplicando Kp e Ko iguais a 1 (um) para indisponibilidades da FT Módulo Geral. 43. Para ilustrar essa diferença, a Figura 4 mostra um histograma1 dos valores de PVI, associada a Outros Desligamentos, relativos a 1 (uma) hora de indisponibilidade de equipamento da FT Módulo Geral, enquanto a Figura 5 apresenta um histograma dos valores de PVI, associada a Outros Desligamentos, relativos a 1 (uma) hora de indisponibilidade de equipamento da FT Linha de Transmissão. Em ambos os casos, consideram-se todas as FT Módulo Geral e FT Linha de Transmissão integrantes da Rede Básica.

44. Como pode ser observado na Figura 4, o maior valor de PVI associado à indisponibilidade da FT Módulo Geral é de menos de R$ 4.500,00 (quatro mil e quinhentos reais) por hora, sendo que em 91,59% dos casos o valor de PVI por hora de indisponibilidade é menor do que R$ 450,00 (quatrocentos e cinquenta reais). Por outro lado, como pode ser visto na Figura 5, para a FT Linha de Transmissão a indisponibilidade resulta em valores de PVI por hora que podem chegar a R$ 1.225.000,00 (um milhão, duzentos e vinte e cinco mil reais), sendo que em 84,30% dos casos o valor de PVI por hora de indisponibilidade é de até R$ 200.000,00 (duzentos mil reais).

1 No histograma cada barra representa o número de Funções Transmissão cujo valor de desconto da PVI por uma hora de indisponibilidade de equipamento é menor do que o valor apresentado no eixo das abscissas para a barra e maior do que o valor de PVI referente a barra anterior.



Figura 4 – PVI por hora de indisponibilidade de equipamento da FT Módulo Geral.

Figura 5 – PVI por hora de indisponibilidade de equipamento da FT Linha de Transmissão.



45. No exemplo de desligamento de disjuntor, ilustrado na Figura 3, e considerando que um disjuntor de 500 kV pelo Banco de Preços da ANEEL custa em torno de R$ 2.800.000, 00 (dois milhões e oitocentos mil reais), pode se dizer que o sinal para a FT Módulo Geral está muito baixo, enquanto o sinal para outras FT pode ser muito alto em alguns casos. 3.1. Opção de não regular

46. Como a intervenção regulatória consiste na alteração de texto regulamentar, a opção de não regular significa manter o comando regulatório vigente. A aplicação da regulamentação vigente pode levar a uma diferença muito grande entre o sinal econômico proveniente da aplicação do art. 17 em relação à aplicação do art. 18, embora em situações de indisponibilidades semelhantes. Além disso, o sinal econômico atual está muito baixo quando da aplicação do art. 17 e pode estar muito alto para algumas situações nas quais se aplica o art. 18.

3.2. Alternativa 1 47. A Alternativa 1 consiste na adequação do sinal econômico dos artigos 17 e 18 e a definição dos fatores Kp e Ko para a FT Módulo Geral, conforme detalhado a seguir.

48. Para o caso de operação de uma FT com indisponibilidade de um dos seus equipamentos, tratada no art. 18, o desconto de PVI utilizaria para o cálculo o PB do terminal em que o equipamento indisponível estiver localizado ou o PB do equipamento principal quando for ele o equipamento indisponível.

Art. 18. À exceção da FT – Módulo Geral, a operação de uma FT com indisponibilidade de um dos seus equipamentos, e com a energização do restante da FT estabelecida pelo ONS, acarretará a aplicação de PVI utilizando para o cálculo o PB do terminal em que o equipamento indisponível estiver localizado ou o PB do equipamento principal quando for ele o equipamento indisponível.

49. A aplicação de PVI utilizando para o cálculo o PB do terminal gradua melhor o sinal econômico para o caso de desligamento de disjuntor, exemplificado na Figura 3, tornando menos díspares os incentivos dados, por exemplo, para FT Linha de Transmissão de extensões muito diferentes. 50. Para os fatores Kp e Ko da FT Módulo Geral a alternativa indica a utilização dos fatores padrão, ou seja, Kp igual a 10 (dez) e Ko igual a 150 (cento e cinquenta). O sinal econômico associado a indisponibilidades da FT Módulo Geral não deve ser menor do que para as demais funções, especialmente considerando o impacto no sistema de transmissão que pode ser decorrente de indisponibilidades nestas FT.

51. Para o caso de desligamento de equipamento que compõe a FT Módulo Geral que provoque indisponibilidade de outras FT, tratado no art. 17, o desconto da PVI seria proporcional ao número de FT indisponíveis. Ou seja, o desconto seria aplicado utilizando o PB da FT Módulo Geral multiplicado pela divisão entre o número de FT indisponíveis e o total de FT conectadas à FT Módulo Geral.

Art. 17. No caso do desligamento de equipamento que compõe a FT - Módulo Geral que cause indisponibilidade de outras FT a ela conectadas, será aplicada PVI utilizando para o cálculo o PB da FT - Módulo Geral multiplicado pela relação entre o número de outras FT indisponíveis e o total de FT conectadas a FT - Módulo Geral.



52. A Figura 6 ilustra a aplicação do comando regulatório proposto, para uma FT Módulo Geral com doze FT a ela conectadas.

Figura 6 – Percentual do PB em relação ao número de outras FT indisponíveis devido a indisponibilidade da FT Módulo Geral.

53. No gráfico da Figura 6, as barras na cor azul ilustram a aplicação da regulamentação vigente enquanto as barras na cor laranja exemplificam a alternativa de aumento gradativo do percentual do PB da FT Módulo Geral a ser utilizado no cálculo da PVI. A opção proposta torna o desconto da PVI proporcional ao número de FT indisponíveis devido ao desligamento de equipamento da FT Módulo Geral. 54. Além disso, a alternativa aponta tratamento diferenciado para a indisponibilidade de disjuntores, dada a importância desses elementos para a confiabilidade do sistema de transmissão. Assim, para o caso de desligamento de disjuntores da FT Módulo Geral, haveria desconto de PVI da FT Módulo Geral independentemente da indisponibilidade de outras FT, conforme comando regulatório a seguir:

§ 2º No caso de indisponibilidade de disjuntor que compõe a FT – Módulo Geral será aplicada PVI à FT - Módulo Geral, utilizando para o cálculo o PB da FT – Módulo Geral multiplicado:

I – pela divisão entre o número de FT conectadas ao vão de disjuntor e meio do disjuntor indisponível e o total de FT conectadas à FT – Módulo Geral, no caso de arranjo barra dupla com disjuntor e meio.

II – por 50% (cinquenta por cento) nos demais arranjos de barramento.

55. A alternativa confere tratamento diferenciado entre o arranjo de barra dupla com disjuntor e meio e os demais arranjos. Isto porque, nas subestações com arranjo barra dupla com disjuntor e meio o valor do PB da FT Módulo Geral é muito influenciado pelo número de vãos do arranjo.

56. Para o arranjo de barra dupla com disjuntor e meio, a proposta consiste na aplicação de PVI à FT Módulo Geral, utilizando para o cálculo o PB da FT Módulo Geral multiplicado pela divisão entre o número de FT conectadas ao vão de disjuntor e meio do disjuntor indisponível e o total de FT conectadas à FT Módulo Geral. Essa



proposta, além de graduar o desconto em relação ao número de vãos com disjuntor indisponível, equilibra melhor o sinal econômico entre FT Módulo Geral de tamanhos diferentes. 57. A Figura 7 ilustra uma subestação em arranjo barra dupla com disjuntor e meio, composta por duas FT Módulo Geral de tamanhos distintos.

Figura 7 – Percentual do PB utilizado na PVI por indisponibilidade de disjuntor de FT Módulo Geral com arranjo barra dupla

com disjuntor e meio.

58. No exemplo da Figura 7, para a FT Módulo Geral que contém apenas um disjuntor a ela associado, compondo um único vão de disjuntor e meio com duas outras FT conectadas, na indisponibilidade do disjuntor a PVI seria calculada sobre 100% (cem por cento) do PB da FT Módulo Geral. De outro modo, para a FT Módulo Geral que contém cinco vãos completos de disjuntor e meio, na indisponibilidade de um disjuntor a PVI seria calculada sobre 20% (vinte por cento) do PB da FT Módulo Geral. Esse tratamento reduz a disparidade no sinal econômico provocado pela diferença no número de vãos de disjuntor e meio em FT Módulo Geral de tamanhos diferentes. 59. Para os demais arranjos de barramento, a alternativa seria a aplicação de PVI sobre 50% (cinquenta por cento) do PB da FT Módulo Geral, mantendo o sinal econômico vigente atualmente na Resolução Normativa nº 729, de 2016. 3.3. Alternativa 2 60. A Alternativa 2 foi proposta pelas associações ABRATE e ABDIB. Para o art. 17 as associações propuseram que no caso de indisponibilidade de interligação de barras ou barramentos que componham a FT – Módulo Geral o cálculo da PVI utilize 50% do PB da FT – Módulo Geral quando em “subestação própria” e 100% do PB da FT – Módulo Geral em “subestações de terceiro”. 61. O problema nessa alternativa é que não existe a definição de “subestação própria” e “subestação de terceiros”. As subestações da Rede Básica têm uma configuração multiproprietário, na qual cada concessionária de transmissão tem suas próprias FT – Módulo Geral.



62. Para o art. 18 as associações propuseram que para o período de operação de uma FT com indisponibilidade de um dos seus terminais ou trechos, e com a energização do restante da FT estabelecida pelo ONS, fosse aplicada a PVI utilizando para o cálculo 50% do PB do terminal indisponível. Nesse ponto, a Alternativa 2 é muito semelhante com a Alternativa 1, exceto pela utilização de apenas 50% do PB e pela omissão quanto ao desconto a ser aplicado no caso de indisponibilidade do equipamento principal da FT.

63. Como a PVI já seria calculada apenas sobre o PB do terminal, não parece razoável utilizar o PB reduzido em 50%. Além disso, como o texto também fala de indisponibilidade de “trechos” faltaria o tratamento desses casos no comando proposto pelas associações. 3.4. Alternativa 3 64. A Alternativa 3 foi proposta pelo ONS e consiste na aplicação de PVI utilizando (i) 20% do PB da FT quando o equipamento principal estiver energizado e um ou mais terminais estiverem disponíveis e (ii) 80% do PB quando o equipamento principal estiver indisponível e um ou mais terminais sendo utilizados. 65. Na prática a Alternativa 3 tem resultados próximos aos da Alternativa 1 para o art. 18, uma vez que 79% dos terminais tem valores de PB de até 30% do PB da FT, como ser visto no histograma da Figura 8.

Figura 8 - Percentual do PB do terminal em relação do PB da FT.

66. Contudo, a utilização do PB do terminal torna o desconto de PVI proporcional à receita recebida pela concessionária de transmissão referente ao terminal indisponível, calibrando melhor o sinal econômico para indisponibilidades desse tipo. Por outro lado, a utilização dos percentuais propostos pelo ONS facilita a apuração dos descontos, uma vez que não se faz necessário conhecer o PB do terminal, mas apenas o PB da FT.



3.5. Alternativa escolhida para a solução do problema 67. A alternativa escolhida para a solução do problema foi a Alternativa 1. A justificativa para a escolha dessa alternativa é que ela resulta num sinal econômico mais adequado para o incentivo à disponibilidade das instalações de transmissão. Importante destacar que a Alternativa 1 guarda muitas semelhanças com as Alternativa 2 e 3, propostas pelas concessionárias de transmissão e pelo ONS, respectivamente. 68. A alternativa escolhida torna o sinal econômico mais proporcional às indisponibilidades das FT. Convém destacar que a alternativa impacta o processo de apuração da PVI realizado pelo ONS e deve precisar de um período de transição para sua implantação e para adequação dos sistemas utilizados pelo Operador. 4. Aplicação da Resolução Normativa nº 729, de 2016, para todas as transmissoras ou equiparadas 69. A Resolução Normativa nº 729, de 2016, estabelece em seu art. 3º o escopo de aplicação do regulamento, destacando os casos de exceção para os quais alguns dispositivos normativos não se aplicam.

Art. 3º Aplica-se esta Resolução às instalações sob responsabilidade de concessionária de transmissão de energia elétrica de que tratam o art. 1º.

§ 1º Não se aplica o disposto no art. 22 e o disposto em relação aos Padrões de Duração de Desligamentos e aos fatores Ko e Kp estabelecidos no Anexo, para as instalações integrantes de concessão decorrente de licitação realizada até a data de publicação desta Resolução e as instalações autorizadas a essa concessão.

§ 2º Não se aplica o disposto no art. 22 e o disposto em relação aos Padrões de Duração de Desligamentos para as instalações licitadas ou autorizadas a partir da data de publicação desta Resolução, podendo os fatores Ko e Kp serem ajustados nos respectivos editais de licitação ou em resoluções autorizativas.

§ 3º Não se aplica o disposto no art. 22 e o disposto em relação aos Padrões de Duração de Desligamentos para as instalações integrantes de concessão prorrogada a partir de 2012.

§ 4º Não se aplica o disposto nos arts. 13 e 22 e o disposto em relação ao Padrão de Duração de Desligamentos, ao Padrão de Frequência de Outros Desligamentos e aos fatores Ko e Kp estabelecidos no Anexo, devendo esses padrões e fatores serem estabelecidos em ato específico, para as instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica resultantes de equiparação aos concessionários de serviço público de transmissão de energia elétrica, nos termos da Resolução Normativa nº 442, de 2011.

70. Em outras palavras, o que o art. 3º estabelece é que (i) o Adicional de RAP (art. 22) aplica-se apenas para as concessionárias de transmissão Afluente-T, Evrecy e Light, (ii) os Padrões de Duração de Desligamentos aplicam-se apenas para as concessionárias de transmissão Afluente-T, Evrecy e Light e para as equiparadas Conversora de Uruguaiana e Sistema de Transmissão Garabi 1 e 2 e (iii) os parâmetros de qualidade estabelecidos nos atos de outorga de instalações licitadas prevalecem em relação aos estabelecidos no regulamento. 71. O comando regulatório confere tratamento diferenciado para um pequeno grupo de transmissoras e equiparadas, sem trazer benefícios para a qualidade do serviço de transmissão ou para a operação do SIN.




72. A opção de não regular mantém o tratamento diferenciado para as concessionárias de transmissão Afluente-T, Evrecy e Light e para as equiparadas Conversora de Uruguaiana e Sistema de Transmissão Garabi 1 e 2. Para essas transmissoras ou equiparadas o incentivo à disponibilidade das FT é bem menor do que para as demais, uma vez que apenas para elas são estabelecidas franquias anuais de isenção da PVI. Além disso, não regular significar manter o Adicional de RAP apenas para as concessionárias de transmissão Afluente-T, Evrecy e Light. 4.2. Alternativa 1 73. A proposta consiste na alteração do art. 3º, mantendo penas o comando sobre os parâmetros de qualidade Kp e Ko estabelecidos nos atos de outorga de instalações licitadas.

Art. 3º Aplica-se esta Resolução às instalações de que trata o art. 1º.

§ 1º Não se aplicam os fatores Ko e Kp estabelecidos no Anexo para as instalações integrantes de concessão decorrente de licitação cujos fatores Ko e Kp estejam estabelecidos nos respectivos editais de licitação, nos contratos de concessão ou em resoluções autorizativas.

74. Além disso, a alternativa prevê a exclusão dos Padrões de Duração de Desligamentos e do Adicional de RAP. A proposta torna homogêneo o incentivo regulatório para a qualidade do serviço de transmissão, equiparando o sinal estabelecido para todas as FT da Rede Básica. 4.3. Alternativa escolhida para a solução do problema 75. A opção escolhida foi a Alternativa 1, que consiste na exclusão do art. 22 e do capítulo Do Adicional à RAP da Resolução Normativa nº 729, de 2016, e na exclusão dos Padrão de Duração de Desligamentos do texto regulamentar. 76. O impacto direto da intervenção limita-se às concessionárias de transmissão Afluente-T, Evrecy e Light e para as equiparadas Conversora de Uruguaiana e Sistema de Transmissão Garabi 1 e 2. Para elas os valores de PVI tendem a ser maiores do que os apurados nos últimos anos, caso elas não aprimorem suas técnicas e procedimentos de manutenção para reduzir os tempos de indisponibilidade. Por outro lado, a intervenção tem impacto positivo para o SIN e para os usuários do sistema de transmissão, uma vez que tende a diminuir as horas de indisponibilidade das FT dessas concessionárias ou equiparadas.

5. Indisponibilidade dentro do período de carência 77. O Art. 13 da Resolução Normativa nº 729, de 2016, trata do período de carência de 6 (seis) meses a contar da data de entrada em operação comercial de uma nova FT, em que não são considerados os períodos de indisponibilidade ou restrições operativas para efeito de aplicação de PVI ou PVRO.

Art. 13. Não serão considerados, para efeito da aplicação da PVI e da PVRO, assim como para registro de desligamentos, os desligamentos e as restrições operativas ocorridas no período de 6 (seis) meses a contar da data de entrada em operação comercial de uma nova FT ou de novo equipamento principal, conforme estabelecido pela Resolução Normativa nº 191, de 2005, em FT existente.



78. O dispositivo tem causado dúvidas quanto a sua aplicação no sentido de que se interpreta que qualquer indisponibilidade ou restrição operativa ocorridas dentro do período de carência seriam isentas de aplicação de parcela variável, independentemente da data de seu retorno à condição de disponibilidade. Esse entendimento resultaria na ausência de incentivo para que a concessionária de transmissão promova o retorno à disponibilidade da FT caso a indisponibilidade tenha se iniciado dentro do período de carência. 5.1. Opção de não regular

79. Como a intervenção regulatória consiste na alteração de texto regulamentar, a opção de não regular significa manter o texto regulatório com entendimento equivocado. Isso aumenta os custos administrativos da ANEEL uma vez que têm sido recebidos Requerimentos Administrativos questionando o entendimento sobre o comando regulatório. A correção do texto reduz os processos administrativos relacionados ao tema. 5.2. Alternativa 1 80. A alternativa é melhorar o texto regulamentar a fim de tornar claro que a isenção da aplicação da PVI ou PVRO se dá para os períodos de indisponibilidade ou restrição operativa contidos nos 6 (seis) meses de carência. Ou seja, uma indisponibilidade ou restrição operativa iniciada no período de carência que não tenha sido sanada dentro deste período passa a ser objeto de aplicação de parcela variável a partir do término do período de carência. Assim propõe-se o seguinte texto regulamentar:

Art. 13. Não serão considerados para efeito da aplicação da PVI e da PVRO os períodos de indisponibilidade ou de restrições operativas contidos no intervalo de 6 (seis) meses a contar da data de entrada em operação comercial de uma nova FT ou de novo equipamento principal em FT existente.

81. Cabe destacar que a aplicação do disposto no art. 13 tem sido realizada pelo ONS em conformidade com a adequação proposta, de modo que a alteração consiste apenas em ajuste do texto regulamentar ao seu objetivo e à sua atual aplicação. 5.3. Alternativa escolhida para a solução do problema 82. A alternativa escolhida foi a Alternativa 1, que consiste na adequação do texto regulamentar ao entendimento da ANEEL e à forma de aplicação atualmente adotada pelo ONS. 6. Religamento de equipamentos com limitação técnica 83. O inciso XV do art. 12 da Resolução Normativa nº 729, de 2016, estabelece isenção da aplicação da PVI para o período de limitação técnica para religamento de compensadores síncronos e compensação série após desligamentos automáticos ou programados.

Art. 12. Não será considerado para aplicação da PVI:

(...) XV - o período de limitação técnica para religamento de compensador síncrono e compensação série, após desligamentos automáticos ou programados, desde que previamente declarado pela concessionária de transmissão e validado pelo ONS;



84. Antes da publicação da Resolução Normativa nº 729, de 2016, a apuração de PVI envolvendo equipamentos com limitação técnica para religamento seguiam os critérios definidos no Submódulo 15.6 dos Procedimentos de Rede, segundo o qual se isentava de aplicação de PVI o tempo necessário para religamento dos equipamentos com limitação técnica, provenientes de desligamentos automáticos, desde que fossem previamente informados e constassem em documentos operacionais. A relação dos equipamentos com limitação técnica para religamento constante do Cadastro de Informações Operacionais do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede apresentava quatro tipos de equipamentos com esta condição: compensador síncrono, compensador estático, compensação série e banco de capacitores. 85. Na Resolução Normativa nº 729, de 2016, os compensadores estáticos e os bancos de capacitores não foram contemplados com a isenção do tempo de limitação técnica para religamento. Entretanto, a necessidade de descarregamento das unidades capacitivas destes equipamentos exige deles um tempo de limitação técnica para religamento. A Norma Técnica IEC 60871-1:2014, bem como as recomendações de fabricantes, indicam o tempo necessário para descarregar a tensão residual presente nos terminais das unidades capacitivas desses equipamentos após uma desenergização. Essa descarga dos capacitores é fundamental para proteger os equipamentos de sobretensões que possam danificá-lo no momento da religamento.


86. A opção de não regular nesse caso significa não conceder isenção para o período de limitação técnica de compensadores estáticos e banco de capacitores após desligamentos automáticos. Isso poderia induzir comportamentos indesejados das concessionárias de transmissão. Para evitar descontos de PVI as concessionárias de transmissão poderiam colocar em risco seus equipamentos, expondo-os a riscos desnecessários causados por sobretensões resultantes do religamento dos equipamentos com tensão residual presente em suas unidades capacitivas. 6.2. Alternativa 1 87. A alternativa é conceder isenção do período de limitação técnica para os compensadores estáticos e dos bancos de capacitores, incluindo-os no inciso XV do art. 12 da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

Art. 12. Não serão considerados para aplicação da PVI:

(...)

XV - o período de limitação técnica para religamento de compensador síncrono, compensador estático, banco de capacitores e compensação série, após desligamentos automáticos ou programados, desde que os equipamentos e os períodos de limitação técnica estejam previamente declarados pela concessionária de transmissão e validados pelo ONS;

88. A isenção do período de limitação técnica para religamento de equipamentos deve ser condicionada à declaração prévia pela concessionária de transmissão e validação pelo ONS dos equipamentos e de seus períodos de limitação técnica correspondentes. Além disso, a isenção para o período de religamento só faz sentido em desligamentos automáticos, uma vez que após desligamentos programados o retorno a disponibilidade não ocorre dentro do período de limitação técnica para religamento.



6.3. Alternativa escolhida para a solução do problema 89. A alternativa escolhida foi a Alternativa 1, que consiste em conceder isenção para o período de limitação técnica para os compensadores estáticos e dos bancos de capacitores, incluindo-os no inciso XV do art. 12 da Resolução Normativa nº 729, de 2016. 7. Caso Fortuito ou de Força Maior 90. Os conceitos de Caso Fortuito e Força Maior são por mais de uma vez explorados na Resolução Normativa nº 729, de 2016. Em seu Art. 16, caput, a Resolução confere ao ONS o dever de avaliar a possibilidade de desconsiderar o período de desligamento quando a concessionária alegar que este decorreu de caso fortuito ou força maior. No § 1º deste mesmo artigo, exige-se que o requerimento do agente seja acompanhado de relatório técnico que demonstre que o evento decorreu de caso fortuito ou de força maior, tendo este se originado em “eventos que extrapolaram as especificações do projeto e da fabricação, bem como os procedimentos de montagem, construção, comissionamento, operação e manutenção”, conforme inciso I. 91. O regulamento apresenta requisitos para a comprovação da ocorrência da situação de caso fortuito ou força maior, ou seja, condições necessárias para a classificação da ocorrência como tal. Porém, esses requisitos são comumente confundidos como condição suficiente para a classificação, ou seja, como se fossem a própria definição de caso fortuito ou força maior, levando à interpretação de que eventos que decorram da extrapolação das especificações do projeto ou fabricação, assim como da montagem, construção, comissionamento, operação e manutenção são necessariamente classificados de caso fortuito ou força maior. Ocorre que as definições de caso fortuito e força maior já encontram ampla utilização no mundo jurídico, não cabendo à regulamentação da ANEEL – e nem lhe seria legítimo – atribuir-lhes novo entendimento.

92. De outro modo, o §2º do Art. 10 faz referência às ocorrências decorrentes de casos fortuitos ou de força maior ao mencionar que “decorridos 30 dias consecutivos após atingido um dos limites definidos nos incisos II, III e IV sem o retorno à operação da instalação ou sem a eliminação da restrição operativa temporária, o ONS deve realizar a suspensão do pagamento base da função transmissão”. Exceção é feita, no entanto, “no caso de o evento ser classificado como caso fortuito ou força maior mediante análise do ONS de relatório enviado pela concessionária”. Entretanto, a não suspensão do pagamento base em indisponibilidades originadas em eventos de caso fortuito ou de força maior não incentiva o retorno das funções transmissão, e esta certamente não é a intenção do regulador.


93. A opção de não regular nesse caso aumenta os custos administrativos da ANEEL na medida em que têm sido recebidos diversos Requerimentos Administrativos interpretando como condições suficientes as condições necessárias para a classificação como caso fortuito e de força maior. Além disso, a exceção de não suspensão do pagamento base concedida para caso fortuito ou força maior elimina o incentivo para a celeridade do retorno à disponibilidade das FT sujeitas a eventos assim classificados. 7.2. Alternativa 1 94. A alternativa consiste na exclusão do inciso I e a adequação do § 1º do Art. 1º, tal que seja permitida a classificação como caso fortuito ou de força maior apenas nos casos compatíveis com a definição legal, conferindo nova redação ao art. 16 para facilitar seu entendimento.



Art. 16. Quando a concessionária de transmissão alegar, por meio de requerimento específico, que a indisponibilidade de uma FT foi decorrente de caso fortuito ou força maior, o ONS avaliará a possibilidade de desconsideração do período correspondente. § 1º O requerimento de que trata o caput, para fins de avaliação, eventual perícia técnica e aprovação pelo ONS, deve ser acompanhado de relatório técnico demonstrando que o evento decorreu de caso fortuito ou de força maior. I – (Revogado) II - no caso de desligamento de emergência, o requerimento deve demostrar que esse foi realizado com o objetivo de evitar riscos à segurança das instalações, do sistema ou de terceiros, sem tempo hábil para programação prévia de intervenção de acordo com os Procedimentos de Rede. § 2º No caso de indisponibilidade de FT - Linha de Transmissão decorrente de caso fortuito ou de força maior, deverão ser observados os prazos a seguir estabelecidos, a partir dos quais será iniciado o período, classificado como Outros Desligamentos, para efeito de desconto da PVI: (...)

7.3. Alternativa escolhida para a solução do problema 95. A alternativa escolhida foi a Alternativa 1, que melhora o entendimento do texto regulamentar e o sinal econômico estabelecido para incentivar o retorno à disponibilidade das FT desligadas devido a eventos classificados como caso fortuito ou de força maior. 8. Atualização monetária dos valores de descontos 96. Atualmente, os valores de parcela variável cobrados após períodos de suspenção administrativa ou judicial não passam por atualização monetária. Isso indiretamente incentiva o pedido de suspensão de cobrança por meio administrativo ou judicial por parte das empresas envolvidas, independentemente da análise de mérito, uma vez que a mera postergação do pagamento já implica ganhos financeiros em razão da não atualização monetária do valor devido quando da cobrança. 8.1. Opção de não regular

97. A opção de não regular incentiva pedidos de suspensão de cobrança de descontos da parcela variável durante a análise do mérito de questionamentos formulados pelas concessionárias de transmissão. A suspensão por si só traz ganhos às concessionárias de transmissão, uma vez que os valores de descontos não passam por atualização monetária. Como consequência, não regular também aumenta os custos administrativos da ANEEL, devido ao aumento de Requerimentos Administrativos e de processos judiciais tendo como pedido a suspensão da cobrança de valores até a análise do mérito. 8.2. Alternativa 1 98. A alternativa consiste no ajuste do sinal regulatório associado aos procedimentos para liquidação dos valores de parcela variável, incluindo no Art. 21, comando que determine a atualização do desconto pelo ONS para o



mês do início da cobrança, utilizando o índice de atualização contratual da Receita Anual Permitida – RAP.

§ 2º Quando houver a suspensão da aplicação dos descontos, caso a decisão do mérito seja favorável à cobrança, os valores devidos deverão ser atualizados pelo ONS para o mês do início da cobrança, utilizando o respectivo índice de atualização contratual da Receita Anual Permitida – RAP.

8.3. Alternativa escolhida para a solução do problema 99. A alternativa escolhida foi a Alternativa 1, que desincentiva pedidos desnecessários de aplicação dos descontos de PVI e, consequentemente, reduz custos administrativos da ANEEL. 9. Desligamentos múltiplos 100. O desligamento múltiplo ocorre quando em razão do desligamento de uma FT outras FT são desligadas. Na maioria dos casos, os desligamentos secundários ocorrem como resultado da atuação correta dos sistemas de proteção, com o intuito de evitar danos maiores ao sistema ou a equipamentos. 101. A Resolução Normativa nº 270, de 2007, previa o desconto de PV para desligamentos múltiplos apenas em caso de atuação indevida da proteção ou erro na operação da própria empresa. Por outro lado, a Resolução Normativa nº 729, de 2016, estabelece a aplicação do desconto da PVI para os desligamentos em FT da mesma empresa responsável pela FT que originou o desligamento, mesmo nos casos de atuação correta da proteção.

102. À época da elaboração da Resolução Normativa nº 729, de 2016, tinha-se a motivação de que, da maneira que antes era disciplinado o tema, eventos de grande impacto no sistema podiam refletir aplicações de parcelas variáveis com baixos valores, não condizentes com a amplitude do evento. No entanto, na prática, o dispositivo mostrou-se inócuo uma vez que as FT estão sendo consideradas disponíveis logo após o desligamento originário, a partir do momento em que a transmissora informa a disponibilidade das FT. Além do comando regulamentar ser controverso, sua aplicação continua a ensejar o desconto apenas para as FT que continuaram indisponíveis após a tentativa de religamento. Importante destacar que a tentativa precoce de energização pode colocar em risco pessoas e instalações, uma vez que a liberação da FT em mesmo de 1 (minuto) inviabiliza uma análise adequada das causas do desligamento.


103. A opção de não regular significa manter o texto regulatório vigente. O comando regulatório atual incentiva um comportamento inadequado das concessionárias de transmissão que tendem a informar como disponíveis as suas FT dentro do período de 1 (um) minuto, antes do qual não se aplica parcela variável. Esse comportamento pode colocar em risco pessoas e instalações, uma vez que nesse curto intervalo de tempo não é possível avaliar as causas do desligamento e a segurança necessária para a energização da instalação. 9.2. Alternativa 1 104. A alternativa consiste na alteração do inciso VI do Art. 12 da norma, mediante a retirada do termo “sob responsabilidade de terceiro”, concedendo isenção de PVI para os desligamentos devidos à contingência em outra instalação, desde que tenha ocorrido ajuste e atuação corretos da proteção.



9.3. Alternativa escolhida para a solução do problema 105. A alternativa escolhida foi a Alternativa 1, que adequa o texto regulamentar a fim de mantê-lo factível, adequado tecnicamente e mais seguro para instalações e pessoas. 10. Ajustes no texto regulamentar para melhorar o entendimento e a aplicação 106. Para as demais alterações no texto regulamentar, que objetivam a correção gramatical ou ortográfica e a melhoria do entendimento, a opção de não regular significa manter o texto atual do regulamento. A alternativa de adequar os textos facilita o entendimento dos comandos regulatórios e aplicação da norma, podendo reduzir custos administrativos com a análise de questionamentos em relação à Resolução Normativa nº 729, de 2016.

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ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO - aneel.gov.br · transformadores trifásicos que excedam ao número de transformadores necessários ao atendimento do critério N-1. Fl. 3 da Análise