revisão da Resolução Normativa nº 729, de 28 de junho de ... · à duração do desligamento programado, para a aplicação do §3º do art. 5, que trata do critério de confiabilidade,

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica nº 069/2017-SRT/ANEEL

Em 28 de junho de 2017.

Processo: 48500.001934/2017-19

Assunto: Proposta de abertura da Audiência Pública para revisão da Resolução Normativa nº 729, de 28 de junho de 2016, que dispõe sobre a qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica associada à disponibilidade e à capacidade operativa das instalações de transmissão.

I - DO OBJETIVO 1. Esta Nota Técnica tem por objetivo propor adequações para a aplicação do art. 8º no que diz respeito à duração do desligamento programado, para a aplicação do §3º do art. 5, que trata do critério de confiabilidade, e para o sinal econômico dado nos arts. 17 e 18, da Resolução Normativa nº 729, de 28 de junho de 2016, avaliados em atendimento ao Despacho nº 3.301, de 16 de dezembro de 2016, bem como propor adequações necessárias para melhorar o entendimento e a aplicação do regulamento. II - DOS FATOS 2. Em 1º de julho de 2016 foi publicada no Diário Oficial da União a Resolução Normativa nº 729 (SIC 48575.004122/2016-00), de 28 de junho de 2016, que estabelece as disposições relativas à qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica associada à disponibilidade e à capacidade operativa das instalações sob responsabilidade de concessionária de transmissão integrantes da Rede Básica e das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais que se conectam à Rede Básica. 3. Em 11 de julho de 2016, por meio da carta TAESA nº 278/2016 (SIC 48513.018401/2016-00), a Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. – TAESA protocolou pedido de reconsideração em face da Resolução Normativa nº 729, de 2016, pleiteando o reconhecimento da ineficácia da Resolução Normativa nº 729, de 2016, até a revisão dos Procedimentos de Rede. 4. Em 13 de julho de 2016, por meio da carta ABD-228 (SIC 48513.018801/2016-00), a Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústrias de Base – ABDIB interpôs pedido de reconsideração, com pedido de efeito suspensivo, em face a Resolução Normativa nº 729, de 2016, pedindo a supressão ou alteração de diversos dispositivos da norma.

Fl. 2 da Nota Técnica nº 069/2017-SRT/ANEEL, de 28/06/2017.


5. Em 15 de julho de 2016, mediante a carta CT-013/2016 (SIC 48513.018462/2016-00), a Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica – ABRATE apresentou requerimento administrativo, com pedido cautelar de efeito suspensivo, face à Resolução Normativa nº 729, de 2016, para que fosse dada continuidade à Audiência Pública que tratou a matéria.

6. Por meio do Despacho nº 1.893 (SIC 48510.000807/2016-00), de 15 de julho de 2016, o Diretor-Geral da ANEEL resolveu não conhecer o pedido de reconsideração apresentado pela ABDIB em face da Resolução Normativa nº 729, de 2016, por ter sido interposto contra ato normativo de caráter geral e abstrato.

7. Mediante o Despacho nº 1.933 (SIC 48510.000834/2016-00), de 22 de julho de 2016, o Diretor-Geral da ANEEL decidiu não conhecer o pedido de reconsideração apresentado pela ABRATE em face da Resolução Normativa nº 729, de 2016, por ter sido interposto contra ato normativo de caráter geral e abstrato.

8. Em 17 de novembro de 2016, foi realizada reunião com o Diretor André Pepitone da Nóbrega e representantes da ABRATE, da ABDIB e da SRT, para apresentação de simulações realizadas pelas associações referente ao impacto da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

9. No dia 29 de novembro de 2016, foi realizada nova reunião com representantes das associações, da SRT, do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e com a Assessoria do Diretor André Pepitone.

10. No dia 30 de novembro de 2016, a SRT reuniu-se com a Diretoria da ANEEL para discussões sobre os temas levantados pelas associações na reunião do dia 17 de novembro de 2016. Na ocasião, foi solicitado pela Diretoria que a SRT analisasse os pontos trazidos pelas associações.

11. Em 15 de dezembro de 2016, por meio da Nota Técnica nº 051/2016-SRT/ANEEL (SIC 48552.001807/2016-00), a SRT propôs a reavaliação da duração do desligamento programado para aplicação do art. 8° e da aplicação do critério de confiabilidade do §3° do art. 5°, ambos da Resolução Normativa n° 729, de 2016, e a suspensão da aplicação do art. 18 para avaliação do parâmetro regulatório estabelecido nesta resolução.

12. Por meio do Despacho nº 3.301 (SIC 48575.007660/2016-00), de 16 de dezembro de 2016, a Diretoria da ANEEL resolveu:

i) Suspender, até 30 de junho de 2017, a aplicação do art. 18 da Resolução Normativa nº 729,

de 2016, para avaliar o parâmetro regulatório estabelecido nesse artigo; ii) Definir que, após decisão da Diretoria da ANEEL sobre a conclusão do exame de que trata

o item i), a aplicação do art. 18 ocorrerá de maneira retroativa, a partir da publicação da Resolução Normativa no 729, de 2016, ou seja, 1º de julho de 2016;

iii) Determinar que o ONS continue apurando os eventos relacionados ao art. 18, sem aplicação dos descontos, até decisão final da ANEEL;

iv) Reavaliar a duração do desligamento programado para aplicação do art. 8º e a aplicação do critério de confiabilidade do §3º do art.5º, ambos da Resolução Normativa nº 729, de 2016;

v) Determinar à SRT submeter à Diretoria Colegiada, em até 90 dias, as conclusões dessas avaliações; e



vi) Corrigir o erro material que consta do § 2° do art. 14 da Resolução Normativa nº 729, de 2016, retificando o texto de “[...] parcela do PB da FT - Módulo Geral de que trata o art. 18 [...]” para “[...] parcela do PB da FT - Módulo Geral de que trata o art. 17 [...]”.

13. Mediante o Despacho nº 214 (SIC 48575.000284/2017-00), de 24 de janeiro de 2017, a ANEEL decidiu por não conhecer o pedido de reconsideração apresentado pela TAESA em face da Resolução Normativa nº 729, de 2016, por ter sido interposto contra ato normativo de caráter geral e abstrato. 14. Em 6 de fevereiro de 2017, por meio da carta TAESA nº 042/2017 (SIC 48513.004832/2017-00), a TAESA apresentou pedido de reconsideração em face do Despacho ANEEL nº 214, de 2017, requerendo, entre outras coisas, a aplicação dos efeitos da Resolução Normativa nº 729, de 2016, somente a partir da publicação da Resolução Normativa nº 756, de 29 de dezembro de 2016.

15. No dia 24 de fevereiro de 2017, a SRT recebeu a ABRATE e a ABDIB em reunião solicitada pelas associações para apresentação de análises sobre pontos específicos da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

16. Por meio da Nota Técnica nº 018/2017-SRT/ANEEL (SIC 48552.000301/2017-00), de 17 de março de 2017, em atendimento ao Despacho nº 3.301, de 2016, a SRT apresentou sua avaliação da duração do desligamento programado para aplicação do art. 8º, da aplicação do critério de confiabilidade do §3º do art. 5º e da aplicação do art. 18, todos da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

17. Em 22 de março de 2017, a SRT recebeu a Eletrobras em reunião sobre a aplicação da Resolução Normativa nº 729, de 2016, em sistemas de corrente contínua de alta tensão – HVDC e em equipamentos com limitação técnica para religamento.

18. Mediante o Memorando nº 33/2017-SRT/ANEEL (SIC 48552.000385/2017-00), de 5 de abril de 2017, a SRT solicitou contribuições para revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016, para a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE e para a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT.

19. Em 5 de abril de 2017, por meio dos Ofícios nº 038/2017-SRT/ANEEL (SIC 48552.000388/2017-00) e nº 039/2017-SRT/ANEEL (SIC 48552.000389/2017-00), a SRT solicitou contribuições para a revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016, para o ONS e para as associações ABRATE e ABDIB.

20. Por meio do Ofício nº 040/2017-SRT/ANEEL (SIC 48552.000404/2017-00), de 6 de abril de 2017, a SRT solicitou ao ONS dados históricos da aplicação da Parcela Variável por Atraso na Entrada em Operação – PVA, a fim de subsidiar a revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

21. Em 10 de abril de 2017, o processo de revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016, (SIC 48500.001934/2017-19) foi sorteado ao Diretor Relator André Pepitone da Nóbrega, na sessão de Sorteio Público Ordinário de nº 014/2017.

22. Por meio do Ofício nº 042/2017-SRT/ANEEL (SIC 48552.000419/2017-00), de 10 de abril de 2017, a SRT solicitou ao ONS informações sobre a aplicação do escopo e das exceções previstos no art. 3º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, para subsidiar a revisão do ato normativo.



23. Em 24 de abril de 2017, mediante a carta ONS-0274/200/2017 (SIC 48513.017218/2017-00), o ONS respondeu ao Ofício nº 040/2017-SRT/ANEEL, enviando os dados históricos da aplicação da Parcela Variável por Atraso na Entrada em Operação – PVA. 24. Por meio do Memorando nº 0097/2017-SCT/ANEEL (SIC 48526.002783/2017-00), de 27 de abril de 2017, a SCT encaminhou suas contribuições para Resolução Normativa nº 729, de 2016.

25. Em 27 de abril de 2017, por meio da carta ONS-0297/200/2017 (SIC 48513.017313/2017-00), o ONS encaminhou as informações solicitadas no Ofício nº 042/2017-SRT/ANEEL, sobre a aplicação do escopo e das exceções previstos no art. 3º da Resolução Normativa nº 729, de 2016. 26. No dia 3 de maio de 2017, em resposta ao Ofício nº 039/2017-SRT/ANEEL, as associações ABRATE e ABDIB protocolaram carta (SIC 48513.016144/2017-00) com suas contribuições para o aprimoramento da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

27. Em 10 de maio de 2017, a SRT realizou reunião com ABRATE e ABDIB para que as associações apresentassem suas propostas para a revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016, em atendimento ao Ofício nº 039/2017-SRT/ANEEL.

28. Em 11 de maio de 2017, em resposta ao Ofício nº 038/2017-SRT/ANEEL, o ONS protocolou a carta ONS - 0788/100/2017 (SIC 48513.016408/2017-00), de 5 de maio de 2017, com suas contribuições para o aprimoramento da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

29. No dia 12 de maio de 2017, a SRT realizou reunião com o ONS para discutir as propostas apresentadas pelo Operador para a revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016, em atendimento ao Ofício nº 038/2017-SRT/ANEEL.

30. Em 12 de maio de 2017, a SRT recebeu o Grupo de Estudos do Setor Elétrico – GESEL da Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ com o objetivo de conhecer a proposta do grupo para aprimoramento da Resolução Normativa nº 729, de 2016.

31. Mediante o Despacho nº 1.328 (SIC 48575.002521/2017-00), de 16 de maio de 2017, a ANEEL decidiu por não conhecer o pedido de reconsideração apresentado pela TAESA em face da Resolução Normativa nº 729, de 2016, por ter sido interposto contra ato normativo de caráter geral e abstrato.

32. Por meio do Memorando nº 166/2017-SFE/ANEEL (SIC 48534.001973/2017-00), de 22 de maio de 2017, a SFE informou não identificar a necessidade de envio de contribuições para a revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016, uma vez que não houve tempo suficiente para a captura dos incentivos para a melhoria dos serviços buscados pela regulamentação vigente.

33. No dia 9 de junho de 2017, a SRT apresentou sua proposta de revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016, para o Diretor Relator André Pepitone da Nóbrega.

34. Em 19 de junho de 2017, foi realizada reunião entre a SRT e a SFE sobre a proposta de revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2017.



35. No dia 21 de junho de 2017, foi realizada Reunião Técnica com a Diretoria da ANEEL para apresentação da proposta de revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016. A Diretoria da ANEEL decidiu por uma revisão parcial da norma, tratando apenas dos pontos definidos no Despacho nº 3.301, de 2016, do sinal econômico dado no art. 17, de pontos aprovados pelos Diretores na Reunião Técnica e de alterações necessárias para melhorar o entendimento e a aplicação do regulamento.

III - DA ANÁLISE 36. A Resolução Normativa nº 729, de 2016, dispõe sobre a qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica associada à disponibilidade e à capacidade operativa das instalações de transmissão. 37. O serviço de transmissão de energia elétrica é remunerado por disponibilidade, independentemente do uso efetivo das instalações, por meio de uma Receita Anual Permitida – RAP associada à disponibilidade das instalações de transmissão, recebida pela transmissora em duodécimos denominados Pagamento Base – PB.

38. A contratação da prestação do serviço de transmissão, bem como o estabelecimento da RAP e das capacidades operativas, é realizada a partir do agrupamento das instalações de transmissão em Funções Transmissão. A definição de uma Função Transmissão – FT consta na Resolução Normativa nº 191, de 12 de dezembro de 2005, e compreende o conjunto de instalações funcionalmente dependentes, considerado de forma solidária para fins de apuração da prestação de serviços de transmissão, compreendendo o equipamento principal e os complementares.

39. Nesse contexto, a qualidade do serviço de transmissão é avaliada pela disponibilidade e capacidade operativa das Funções Transmissão contratadas e incentivada por meio da aplicação de descontos no Pagamento Base denominados Parcela Variável.

40. A Parcela Variável consiste em um incentivo econômico para a manutenção da plena disponibilidade das instalações de transmissão. A sua aplicação não se caracteriza como penalidade por descumprimento normativo, mas como mecanismo de incentivo regulatório para redução dos tempos de atraso para a entrada em operação, indisponibilidade ou de restrição operativa. Assim, a aplicação da Parcela Variável independe de avaliação de culpa ou dolo, sendo seu cômputo diretamente relacionado ao tempo de indisponibilidade ou de restrição operativa da FT.

41. Inicialmente, a qualidade do serviço de transmissão foi regulamentada pela Resolução Normativa nº 270, de 26 de junho de 2007. A Resolução Normativa nº 729, de 2016, revogou a Resolução Normativa nº 270, de 2007, e trouxe aprimoramentos para a regulamentação da qualidade do serviço de transmissão.

42. A aplicação da Parcela Variável durante a última década incentivou a melhoria das técnicas e procedimentos de manutenção das concessionárias de transmissão e reduziu os tempos de indisponibilidade das instalações de transmissão, contribuindo para a segurança operativa do Sistema Interligado Nacional – SIN.

43. A revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2016, ora proposta, busca ajustar alguns pontos da norma para adequá-la ao sinal econômico necessário para incentivar a plena disponibilidade e capacidade operativa das FT, equilibrando os impactos do regulamento com a qualidade esperada para o serviço de transmissão.



44. A revisão tem escopo bem definido e não tem o objetivo de rediscutir na íntegra a Resolução Normativa nº 729, de 2016. Conforme determinado pela Diretoria da ANEEL, a revisão tratará da duração do desligamento programado para aplicação do art. 8º, da aplicação do critério de confiabilidade do §3º do art. 5º e da aplicação dos arts. 17 e 18, bem como da adequação de trechos do regulamento para melhorar sua aplicação e seu entendimento. Assim, a Audiência Pública será limitada ao escopo desta Nota Técnica. As contribuições de carácter geral ou relativas a comando regulatórios fora do escopo da revisão não constarão do Relatório de Análise de Contribuições – RAC.

1. Parcela Variável por Indisponibilidade em Transformadores Trifásicos 45. 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) 46. 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.

47. Para ilustrar a aplicação da norma vigente, a Figura 1 exemplifica o critério de desconto em duas subestações com critério de confiabilidade N-1, sendo uma subestação composta por duas FT – Transformação constituídas de transformadores monofásicos e uma fase reserva e outra subestação composta por três FT – Transformação constituídas de transformadores trifásicos, sendo uma delas reserva.



48. No exemplo da Figura 1, o critério de confiabilidade da transformação de cada subestação é N-1, ou seja, a carga deve continuar sendo atendida mesmo com a indisponibilidade de uma das unidades de transformação (banco de monofásicos ou transformador trifásico). Nesse exemplo, a indisponibilidade do equipamento reserva (fase reserva dos bancos monofásicos ou transformador trifásico reserva) resulta no desconto da parcela da RAP associada ao período de indisponibilidade. Por outro lado, a indisponibilidade de unidade de transformação que leve à violação do critério de confiabilidade N-1 resulta na aplicação da respectiva PVI.

Figura 1 – Exemplo ilustrativo da aplicação do art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, para subestações com o

critério de confiabilidade N-1.

49. 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. Entretanto, historicamente o planejamento do setor elétrico brasileiro tem observado para a Rede Básica o critério de confiabilidade N-1. Assim, para permitir a aplicação do §3º do art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, o texto regulamentar 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.

50. Essa alteração seria benéfica para as transmissoras, uma vez que mesmo em subestações que tenham implantadas configurações de transformação trifásica para atender critério de confiabilidade N-2, para fins de aplicação de PVI seria considerado o critério de confiabilidade N-1. Além disso, a alteração facilitaria a aplicação da



norma, uma vez que o mesmo critério se aplicaria a todas as subestações, incluindo aquelas em que o critério de confiabilidade não tenha sido formalmente definido, dado que o critério de confiabilidade adotado para fins de aplicação de PVI passaria a ser único. 51. Por outro lado, 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.

52. Segundo estatística elaborada pelas transmissoras Cemig-GT e Copel-GT, apresentadas por meio de carta ABRATE/ABDIB, de 2 de maio de 2017, apenas três transformadores trifásicos da Rede Básica estariam sujeitos à aplicação do disposto no §3º do art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, considerando a utilização do critério de confiabilidade N-1. Ou seja, para apenas três transformadores trifásicos seria descontada a parcela da RAP da FT indisponível em lugar da aplicação da PVI.

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. 53. A proposta das associações ABRATE e ABDIB para tornar efetivo o §3º do art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016, é que seja descontada 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. 54. 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. A exceção admitida na Resolução Normativa nº 729, de 2016, substituiu a PVI por desconto da parcela da RAP apenas para equipamentos reserva, mantendo o conceito da Parcela Variável por Indisponibilidade consolidado na regulamentação.

55. 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.

56. Desse modo, a proposta de 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.

57. 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.



58. Assim, sugere-se a adoção de Ko igual a 50 para a Família de FT – Transformação composta por transformadores trifásicos, reduzindo em um terço o sinal da PVI nas primeiras cinco horas de indisponibilidade em relação a FT Transformação compostas por bancos de transformadores monofásicos. O impacto dessa proposta é o deslocamento da curva de aplicação da PVI para transformadores trifásicos em relação a PVI para bancos de transformadores monofásicos, como ilustrado na Figura 2.

Figura 2 - Aplicação de PVI para a Família de Transformadores Trifásicos com fator Ko reduzido.

59. A solução proposta é mais coerente com o conceito de regulação por incentivos, uma vez que mantém sinal efetivo para todas as FT Transformação. Embora a proposta afete positivamente as transmissoras que possuem transformadores trifásicos, em comparação com o que está regulamentado atualmente, não viola os conceitos da Parcela Variável por Indisponibilidade e mantêm o sinal econômico para o retorno à disponibilidade da FT no menor tempo possível. 2. Duração dos desligamentos programados 60. 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. 61. 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.

62. 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.

63. 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.

64. Por outro lado, é possível equilibrar o incentivo econômico para uma adequada programação, trazido pela Resolução Normativa nº 729, de 2016, com o incentivo à celeridade no retorno à disponibilidade das Funções Transmissão antes do término do período programado. Para isso, propõe-se que para o período remanescente entre o retorno à disponibilidade da FT e o tempo total programado seja dado tratamento equivalente 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.

65. Dessa forma, propõe-se um novo dispositivo que estabeleça a aplicação de 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.

66. A alteração proposta mantém o sinal regulatório para a adequada programação do desligamento, incentivando ainda o retorno à disponibilidade em menor tempo. 3. Adequação do sinal regulatório estabelecido nos arts. 17 e 18 da Resolução Normativa nº 729, de 2016 67. 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.

68. 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.



69. 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.

70. 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.

71. 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. 72. 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.

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.



73. 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).

74. 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. Assim, propõe-se a adequação do sinal econômico dos artigos 17 e 18 e a definição dos fatores Kp e Ko para a FT Módulo Geral.

75. Para o caso de operação de uma FT com indisponibilidade de um dos seus equipamentos, tratada no art. 18, propõe-se desconto 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.

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.

76. 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. 77. Para os fatores Kp e Ko da FT Módulo Geral propõe-se a utilização dos fatores padrão, ou seja, Kp igual a 10 (dez) e Ko igual a 150 (cento e cinquenta). Não existem razões para o sinal econômico associado a indisponibilidades da FT Módulo Geral ser menor do que para as demais funções, especialmente considerando o impacto no sistema de transmissão que pode ser decorrente de indisponibilidades nestas FT.

78. Para o caso de desligamento de equipamento que compõe a FT Módulo Geral que provoque indisponibilidade de outras FT, tratado no art. 17, propõe-se que o desconto da PVI seja proporcional ao número de FT indisponíveis. Ou seja, o desconto deve ser 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.

79. 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.

80. No gráfico da Figura 6, as barras na cor azul ilustram a aplicação da regulamentação vigente enquanto as barras na cor laranja exemplificam a proposta de aumento gradativo do percentual do PB da FT Módulo Geral a ser utilizado no cálculo da PVI. A proposta torna o desconto da PVI proporcional ao número de FT indisponíveis devido ao desligamento de equipamento da FT Módulo Geral. 81. Por outro lado, propõe-se 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, sugere-se 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.

82. A proposta 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.

83. 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.



84. 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.

85. 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. 86. Para os demais arranjos de barramento, propõe-se 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. 87. A proposta apresentada diminui as distorções nos montantes de desconto resultantes da aplicação do dispositivo vigente. Por outro lado, tem aplicação mais complexa e poderá exigir um tempo para a adequação do processo de apuração e dos sistemas do ONS. 4. Aplicação da Resolução Normativa nº 729, de 2016, para todas as transmissoras ou equiparadas 88. 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.

89. 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. 90. A proposta de alteração do art. 3º consiste na manutenção apenas do 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.

91. 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. Instalações de transmissão das concessionárias Afluente-T, Evrecy e Light 92. A Resolução Normativa nº 729, de 2016, estabelece Padrões de Duração de Desligamentos e Adicional de RAP para as concessionárias de transmissão Light Serviços de Eletricidade S.A. – Light (Contrato de Concessão nº 001/1996), Afluente Transmissão de Energia Elétrica S.A. – Afluente-T (Contrato de Concessão nº 001/2010) e Evrecy Participações Ltda. - Evrecy (Contrato de Concessão nº 020/2008). Esses três contratos de concessão representam apenas 1,12% dos contratos de transmissão vigentes e menos de 1% das FT existentes na Rede Básica. 93. Os Contratos de Prestação de Serviço de Transmissão – CPST2 firmados no ano de 1999 entre essas transmissoras e o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS previam a edição de regulamento que trataria de uma Parcela Variável para incentivar a qualidade do serviço de transmissão e, de maneira imprópria, antecipavam

2 CONTRATO CPST Nº 008/1999 – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Coelba (antecessora da Afluente-T); CONTRATO CPST Nº 013/1999 – Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa (antecessora da Evrecy) e CONTRATO CPST Nº 015/1999 – Light Serviços de Eletricidade S.A. – Light.



comandos regulatórios ainda não estabelecidos pela ANEEL. 94. Apesar de o CPST ter sido firmado em 1999, a Escelsa (antecessora da Evrecy) firmou o Contrato de Concessão de Transmissão nº 020/2008-ANEEL em 14 de novembro de 2008 e Afluente-T firmou o Contrato de Concessão de Transmissão nº 001/2010-ANEEL em 12 de abril de 2010. Os contratos foram firmados, tardiamente em relação ao prazo legal, em virtude da desverticalização de suas atividades e ambos referenciam os CPST e a Resolução Normativa nº 270, de 2007, como atos de regulamentação sobre a qualidade do serviço. 95. O CPST não é ato apropriado para a definição de comandos regulatórios, uma vez que consiste em um contrato de prestação de serviço firmado entre a concessionária de transmissão e o ONS. Além disso, com a revogação da Resolução Normativa nº 270, de 2007, as cláusulas dos contratos que faziam remissão a ela passam a vigorar com base na regulamentação superveniente, neste caso a Resolução Normativa nº 729, de 2016. 96. Por outro lado, o Contrato de Concessão nº 001/1996, firmado pela Light em 4 de junho de 1996, ainda é um contrato de concessão para geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, que não trata questões relativas ao segmento de transmissão e, por isso, não tem cláusula específica sobre as receitas ou descontos próprios da transmissão.

97. Assim, entende-se que a qualidade do serviço de transmissão dessas transmissoras deve ser regulada integralmente pela Resolução Normativa nº 729, de 2016, não havendo motivos para a manutenção dos comandos regulatórios definidos nos CPST e nem para o tratamento diferenciado para as concessões da Afluente-T, da Evrecy e da Light.

Instalações de transmissão destinadas a interligações internacionais 98. A Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011, regulamenta as disposições relativas às instalações de transmissão de energia destinadas a interligações internacionais. Com base nesse regulamento foram equiparadas as instalações de transmissão da Conversora de Uruguaiana, de propriedade da Eletrosul Centrais Elétrica S.A. - Eletrosul (Portaria nº MME 624/2014) e do Sistema de Transmissão Garabi 1 e 2, de propriedade da Companhia de Interconexão Energética – CIEN (Portarias MME nº 210/2011 e 211/2011). 99. A equiparação dessas instalações considerou para efeito de regulamentação da qualidade do serviço de transmissão os comandos estabelecidos no art. 9º da Resolução Normativa nº 442, de 2011.

Art. 9º O agente titular das instalações de que trata o art. 1º estará sujeito à regulamentação aplicável aos concessionários de transmissão. Parágrafo único. Para as instalações de que trata o inciso II do art. 1º, a aplicação da Resolução Normativa nº 270, de 26 de junho de 2007, observará: I – a inexistência de carência para a aplicação da Parcela Variável por Indisponibilidade – PVI e da Parcela Variável por Restrição Operativa Temporária – PVRO para as instalações que estejam em operação comercial há mais de 6 (seis) meses; II – o estabelecimento, em ato específico, do Fator Multiplicador para Outros Desligamentos – Ko, do Fator Multiplicador para Desligamento Programado – Kp, do Padrão de Duração de Desligamento Programado, do



Padrão de Duração de Outros Desligamentos e do Padrão de Freqüência de Outros Desligamentos, os quais poderão ser reavaliados após dois anos; e III – a não aplicação dos dispositivos relacionados ao Adicional à RAP.

100. Por meio dos Despacho nº 1.543, de 18 de abril de 2011, e nº 4.008, de 30 de setembro de 2014, foram estabelecidos os parâmetros de qualidade para o Sistema de Transmissão Garabi 1 e 2 e para a Conversora de Uruguaiana, respectivamente, conforme art. 9º da Resolução Normativa nº 442, de 2011. Embora, houvesse na regulamentação a previsão de reavaliação desses parâmetros regulatórios após dois anos de aplicação, os fatores não foram alterados desde a publicação dos despachos.

101. Os fatores multiplicadores Kp e Ko e o Padrão de Frequência de Outros Desligamento definidos nos Despachos 1.543, de 2011, e 4.008, de 2014, seguem o padrão estabelecido na Resolução Normativa nº 729, de 2016. Assim, entende-se que não há necessidade de ato específico para tratar desses parâmetros, os quais já estão contemplados na regulamentação vigente.

102. Por outro lado, os Despachos 1.543, de 2011, e 4.008, de 2014, mantiveram os Padrões de Duração de Desligamento Programado, os quais não tem mais aplicação em 97,8% dos contratos de concessão e em 99,1% das FT existentes na Rede Básica. Por este motivo, dada a previsão regulamentar de revisão dos parâmetros de qualidade, entende-se que os Padrões de Duração de Desligamento Programado não devem ser aplicado às instalações equiparadas, conferindo tratamento homogêneo para todas as FT da Rede Básica. 103. Do exposto, propõe-se a alteração do art. 3º, conforme texto apresentado acima, a exclusão do art. 22 e do capítulo Do Adicional à RAP da Resolução Normativa nº 729, de 2016, e a retirada das referências ao Padrão de Duração de Desligamentos ao longo do texto regulamentar e de seu anexo. 5. Indisponibilidade dentro do período de carência 104. 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.

105. O dispositivo tem causado dúvidas quanto a sua aplicação no sentido de que se pode interpretar 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 é incoerente e não pode ser aceito, pois, do ponto de vista regulatório, não haveria incentivo algum para que a concessionária de transmissão promovesse o retorno à disponibilidade da FT caso a indisponibilidade tenha se iniciado dentro do período de carência.



106. Desta forma, propõe-se a melhoria no texto 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.

107. 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. 6. Religamento de equipamentos com limitação técnica 108. 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;

109. 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. 110. 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 descarga 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.



111. Assim, propõe-se a inclusão dos compensadores estáticos e dos bancos de capacitores na isenção prevista 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;

112. 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. 7. Caso Fortuito ou de Força Maior 113. 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. 114. Note-se que 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.

115. Assim, sugere-se a exclusão do referido inciso e a adequação do § 1º do Art. 14, 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 melhorar seu entendimento. A proposta visa alterar o texto para facilitar o entendimento e aplicação da norma, não havendo qualquer mudança no 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: (...)

116. O §2º do Art. 10 também 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. Entende-se que esta distinção não é razoável, e propõe-se, assim, sua exclusão do referido parágrafo. 8. Atualização monetária dos valores de descontos 117. Outro ponto para o qual se propõe ajuste no sinal regulatório está associado aos procedimentos para liquidação dos valores de PVA, PVI e PVRO. Propõe-se a inclusão, no Art. 21, de parágrafo que determine a atualização do desconto pelo ONS para o mês do início da cobrança, utilizando o respectivo índice de atualização contratual da Receita Anual Permitida – RAP, para os casos em que houver suspensão de sua aplicação, seguida de decisão favorável à cobrança.

§ 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 da cobrança, utilizando o respectivo índice de atualização contratual da Receita Anual Permitida – RAP.

118. A regulamentação atual incentiva a judicialização da cobrança 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 necessidade de atualização monetária do valor devido quando a cobrança é mantida. Não se pode desprezar tal ganho, tanto pelos valores envolvidos quanto pelo custo de oportunidade do dinheiro no tempo. Assim, sendo este, na realidade, um procedimento padrão em qualquer atividade que envolva o diferimento de pagamentos e recebimentos, propõe-se que seja também incorporado à Resolução Normativa nº 729, de 2016.



9. Desligamentos múltiplos 119. 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. 120. 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.

121. 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.

122. Assim sendo, propõe-se alteração do inciso VI do Art. 12 da norma em análise, mediante retirada do termo “sob responsabilidade de terceiro”, a fim de manter o dispositivo factível, adequado tecnicamente e mais seguro para instalações e pessoas. 10. Ajustes no texto regulamentar para melhorar o entendimento e a aplicação 123. Além dos tópicos já abordados, propõe-se algumas alterações no texto regulamentar para correção gramatical e ortográfica ou para melhorar o entendimento dos comandos regulatórios e sua aplicação. A Tabela 1 a seguir lista as alterações propostas.

Tabela 1 – Alterações de texto para melhorar o entendimento dos comandos regulatórios e sua aplicação. Item da REN

729/2016 Alteração Proposta Justificativa Fundamentação Legal

Inclusão do Processo Administrativo nº 48500.001934/2017-19

Para melhor organização do processo de revisão da Resolução Normativa nº 729, de 2006, foi aberto Processo Administrativo específico para a instrução das alterações propostas.

Art. 4º Art. 4º A qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica será medida com base na disponibilidade e na capacidade operativa das instalações de transmissão, devendo o período da indisponibilidade e o período e a magnitude da restrição da capacidade operativa serem apurados pelo ONS para cada evento com duração igual ou

Exclusão da referência à Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004. A regulamentação está em processo de revisão e poderá ter nova numeração. Alteração para deixar o texto mais geral, sem referências a resoluções específicas.



Item da REN 729/2016 Alteração Proposta Justificativa

superior a 1 (um) minuto, sem prejuízo da aplicação de as penalidades previstas na Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004.

Art. 4º - § 4° § 4° O ONS deverá disponibilizar em seu sítio e encaminhar à ANEEL, até o quinto dia útil do mês de junho de cada ano, relatório técnico contendo os atrasos, as indisponibilidades, as restrições de capacidade operativa e os descontos das parcelas variáveis associadas associados a cada evento, apurados de junho do ano anterior a maio do ano em curso subsequente, para as FT integrantes das instalações de transmissão de que tratam o art. 1º.

Alteração para melhorar o entendimento.

Art. 5º - § 1º - Inciso I

I - de equipamento substituído por equipamento reserva remunerado considerando o período em que o equipamento substituído não estiver sendo utilizado para manter em operação uma FT estiver indisponível, devendo, neste caso, não ser aplicado desconto na parcela da RAP do equipamento reserva remunerado; e

O desconto da parcela da RAP deve ocorrer enquanto o equipamento estiver indisponível. Alteração para melhorar o entendimento.

Art. 6º - § 2º § 2º Na aplicação da PVRO o ONS deverá estabelecer os valores das restrições de curta e longa duração, devendo ser atribuído o valor de 100 % (cem por cento) para o caso de impossibilidade do uso de FT disponível haver devido a risco ou ocorrência de queimada ou incêndio florestal que resulte na impossibilidade do uso de FT disponível.


Art. 8º PADPi Período Associado associado ao Desligamento Programado i, em minutos; PAODj Período Associado associado ao Outro Desligamento j, em minutos;

Adequação de texto.

Art. 8º - § 3º § 3° O desligamento de FT em que esteja sendo realizada intervenção programada junto ao ONS em instalação energizada será classificado como Outros Desligamentos, utilizando-se o fator Ko igual ao Kp, desde que a intervenção tenha sido programada junto ao ONS e caracterizada como com risco de desligamento., não devendo ser considerado no cômputo do Padrão de Frequência de Outros Desligamentos.

Ajuste de texto. Obrigatoriedade de caracterização do risco de desligamento na programação da intervenção como condição para a aplicação do parágrafo. Proposta de exclusão do Padrão de Duração de Desligamentos conforme detalhado no item 4 desta Nota Técnica.

Art. 8º - § 5º § 5º Quando, por responsabilidade da concessionária Ajuste de texto.




de transmissão, a duração do Desligamento Programado de uma FT for superior ao período estabelecido junto ao ONS, para o período de atraso, após superado o correspondente Padrão de Duração de Desligamentos, será classificado como Outros Desligamentos, será calculada PVI utilizando-se o fator Kp multiplicado por 1,5 (um e meio) nos primeiros 30 minutos de atraso e o fator Kp multiplicado por 5 (cinco) no período subsequente, sendo a duração real do desligamento considerada no cômputo dos Padrões de Duração de Desligamentos, e não devendo ser considerado no cômputo do Padrão de Frequência de Outros Desligamentos.

Proposta de exclusão do Padrão de Duração de Desligamentos conforme detalhado no item 4 desta Nota Técnica.

Art. 9º - § 3º § 3º Na FT - Transformação em que houver indisponibilidade apenas do enrolamento terciário, será aplicada a PVRO de forma proporcional à razão entre a capacidade do enrolamento terciário e a capacidade total da FT.

Alteração para melhorar o entendimento. O parágrafo se aplica para indisponibilidade na conexão do terciário. Em geral, problemas no enrolamento resultam na indisponibilidade da FT.

Art. 9º - § 4º § 4° A aplicação da PVRO de uma FT cessará quando a concessionária de transmissão informar ao ONS a eliminação da restrição operativa ou a permanência da restrição operativa devida devido a terceiro.

Correção de texto.

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

Correção de texto.

Art. 12 – Inciso I I - o desligamento solicitado pelo ONS por necessidade operativa;


Art. 12 – Inciso II II - o desligamento Desligamento programado Programado já iniciado e suspenso por solicitação do ONS, com o retorno da FT à disponibilidade;

Utilização de letra maiúscula em “Desligamento Programado” por ser um termo definido na norma. A isenção é concedida desde que após a suspensão do desligamento pelo ONS a FT retorne à disponibilidade.

Art. 12 – Inciso III III - os seguintes períodos para realização de manutenção preventiva cadastrada em sistema de acompanhamento de manutenções do ONS: a) 20 (vinte) horas, por intervenção, a cada período completo de 3 (três) anos, para a FT - Transformação

Exclusão da condição de utilização das horas de isenção em uma única intervenção e mais uma decorrente. O texto estava confuso e a utilização das horas em uma única intervenção estava levando as concessionárias de




e para a FT - Controle de Reativo, exceto Compensador Síncrono; b) 20 (vinte) horas, por intervenção, a cada período completo de 6 (seis) anos, para a FT - Linha de Transmissão; e c) 1080 (mil e oitenta) horas, por intervenção, a cada período completo de 5 (cinco) anos, para Compensador Síncrono.

transmissão a solicitarem intervenções com vários períodos não contínuos, dificultando o processo de aprovação pelo ONS.

Art. 12 – Inciso III - § 1º

§ 1º Será permitida a divisão das horas de isenção em duas mais de uma intervenções intervenção, desde que as atividades de manutenções realizadas tenham sido previamente informadas no sistema de acompanhamento de manutenções do ONS e a segunda intervenção tenha sido planejada em decorrência da primeira.

Exclusão da condição de utilização das horas de isenção em uma única intervenção e mais uma decorrente. A utilização das horas em uma única intervenção, mais uma decorrente, estava levando as concessionárias de transmissão a solicitarem intervenções com vários períodos não contínuos, dificultando o processo de aprovação pelo ONS.

Art. 12 – Inciso III - § 2º

Exclusão Exclusão da condição de utilização das horas de isenção em uma única intervenção e mais uma decorrente. A utilização das horas em uma única intervenção, mais uma decorrente, estava levando as concessionárias de transmissão a solicitarem intervenções com vários períodos não contínuos, dificultando o processo de aprovação pelo ONS.

Art. 12 – Inciso IX

IX - o período de até 3 (três) horas iniciais de indisponibilidade de FT por falha de transformador integrante de FT – Transformação, ou por falha de reator integrante de FT - Controle de Reativo ou de reator integrante de FT - Linha de Transmissão, desde que seja substituído por correspondente equipamento reserva;


Art. 12 – Inciso XII

XII - o período de intervenção em uma FT desenergizada em consequência deo desligamento Desligamento Programado para intervenção em outra FT, desde que atendidas as seguintes condições:

Utilização de letra maiúscula em “Desligamento Programado” por ser um termo definido na norma. Esclarecimento que os aproveitamentos são apenas de Desligamentos Programados em




outras FT. Art. 12 – Inciso XII – (a)

a) a intervenção deve ser solicitada em prazo igual ou superior ao definido nos Procedimentos de Rede para as Intervenções de Urgência e está sujeita às condições relacionadas à a reprogramação ou cancelamento vinculados ao Desligamento desligamento Programado que originou a desenergização;

Utilização de letra maiúscula em “Desligamento Programado” por ser um termo definido na norma. Esclarecimento que os aproveitamentos são apenas de Desligamentos Programados em outras FT.

Art. 12 – Inciso XIII

XIII - o período de indisponibilidade vinculado a projeto de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica – P&D cadastrado na ANEEL e em execução, desde que atendidas as seguintes condições: a) não impuser reduções de confiabilidade às instalações; b) não causar aumento de custo operacional; e c) o desligamento for seja realizado em época e período mais adequados às necessidades operação do SIN, conforme avaliação do ONS e dos agentes com as concessionárias de transmissão envolvidas.

Indisponibilidade impõe alguma redução de confiabilidade à instalação. A isenção para período de indisponibilidade vinculado a projeto de P&D deve ser condicionada apenas a sua realização em época e período adequados à operação do SIN.

Art. 16 - § 2º - inciso I

I – no caso de queda ou dano de estrutura, independente de desprendimento ou queda de cabo ao solo: 20 (vinte) horas para a detecção dos locais de falha, isolamento e mobilização, adicionadas 40 (quarenta) horas para o reparo de cada estrutura afetada de circuito simples e 50 (cinquenta) horas para o reparo de cada estrutura afetada de circuito duplo, sem consideração de tempo adicional referente ao Período Noturno; e

Alteração para melhorar o entendimento. Não altera o comando regulatório, apenas exclui texto desnecessário que poderia causar confusão em razão da imprecisão do termo “sem consideração”.

Art. 19 Art. 19. O período de A operação de uma FT - Linha de Transmissão com indisponibilidade do seu reator não manobrável sob tensão, e com a concordância do ONS da utilidade dessa configuração, acarretará a aplicação da PVI sobre a parcela do PB associado ao reator com fator Ko ou Kp da FT - Linha de Transmissão, durante o período de indisponibilidade do reator.


Art. 20 Art. 20. O período de A operação de uma FT - Controle de Reativo (Compensação Série) com indisponibilidade do seu módulo de controle, e com a





concordância do ONS da com a utilidade dessa configuração, acarretará a aplicação da PVI utilizando para o cálculo 80% (oitenta por cento) do PB da referida FT.

IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 124. O disposto no art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, no art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, no art. 9º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, nos arts. 3º e 4º do anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, nos arts. 2º, 6º e 7º do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, na Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011, na Resolução Normativa nº 729, de 28 de junho de 2016, e no Despacho nº 3.301, de 16 de dezembro de 2016. V - DA CONCLUSÃO 125. Diante do exposto, conclui-se pela necessidade de abertura de Audiência Pública para discussão dos pontos propostos nesta Nota Técnica para o aprimoramento da Resolução Normativa nº 729, de 28 de junho de 2016. VI - DA RECOMENDAÇÃO 126. Recomenda-se abertura de Audiência Pública para a revisão da Resolução Normativa nº 729, de 28 de junho de 2016, no que diz respeito à duração do desligamento programado para aplicação do art. 8º, à aplicação do critério de confiabilidade do §3º do art. 5º, ao sinal econômico dos arts. 17 e 18 e às adequações necessárias para melhorar o entendimento e a aplicação do regulamento.

CRISTIANO RIBEIRO DA ROCHA Especialista em Regulação

ISABELA SALES VIEIRA Especialista em Regulação

TITO ANGELO LOBÃO CRUZ Especialista em Regulação

De acordo:

JOSÉ MOISÉS MACHADO DA SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão

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revisão da Resolução Normativa nº 729, de 28 de junho de ... · à duração do desligamento programado, para a aplicação do §3º do art. 5, que trata do critério de confiabilidade,