REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 944/2021
Tipo de documento: voto
Assunto: Alteração
Situação: REVOGADA
Publicação: 2021-08-20
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.000374/2019-39.
INTERESSADO(S): Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE) e Usinas Hidrelétricas despachadas centralizadamente.
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL(IS): Superintendência de Regulação de Serviços de Geração (SRG).
ASSUNTO: Resultado da Consulta Pública nº 44/2019, instituída com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para aprimoramento do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) quanto aos
Expurgos de Indisponibilidade, de que trata a Resolução Normativa nº 614/2014.
I - RELATÓRIO
20031,
1. O Mecanismo de Redução da Energia Assegurada (MRA) foi estabelecido em com o
objetivo de incentivar a eficiência das usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia
(MRE), uma vez que reduz a Garantia Física Apurada (GFa) utilizada para alocação de energia do MRE.
2. A Resolução Normativa nº 6142, de 3 de junho de 2014, consolidou as normas referentes à
apuração de indisponibilidade de unidade geradora ou empreendimento de importação de energia
2º3
conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O seu artigo atribuiu ao Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS) a apuração mensal das indisponibilidades das usinas hidrelétricas, termelétricas
com Custo Variável Unitário (CVU) declarado diferente de zero e dos empreendimentos de importação de
energia elétrica despachados centralizadamente. Ainda, em seu parágrafo 1º, inciso III4, consta a
prerrogativa para, quando da apuração, o ONS desconsiderar a indisponibilidade decorrente dos motivos
apresentados na forma do Anexo I da Norma, denominado de expurgos de indisponibilidade.
1 Mediante a Resolução Normativa nº 688, de 24 de dezembro de 2003.
2 Disponível em
3
Art. 2º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá apurar mensalmente as indisponibilidades das usinas
hidrelétricas, termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU declarado diferente de zero e dos empreendimentos de
importação de energia elétrica despachados centralizadamente.
4 III – na apuração da TEIP e da TEIFa, o ONS poderá desconsiderar a indisponibilidade decorrente dos motivos apresentados na
forma do Anexo I, desde que justificados adequadamente pelo agente de geração em até 90 (noventa) dias do início da
ocorrência da indisponiblidade.

3. Na 4ª Sessão de Sorteio Pública Ordinária de 20195 o processo foi distribuído
antecipadamente para minha relatoria.
4. Por meio da Nota Técnica nº 121/2019-SRG/ANEEL6, de 11 de dezembro de 2019, a
Superintendência de Regulação de Serviços de Geração (SRG) propôs a revisão do Anexo I da Resolução
Normativa nº 614, de 2014, no que compete a usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente.
20197,
5. Na 47ª Reunião Pública Ordinária (RPO) de a Diretoria, por unanimidade, decidiu
instaurar Consulta Pública com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para o
aprimoramento do MRE quanto aos expurgos de indisponibilidade, no período de 19 de dezembro de
2019 a 17 de fevereiro de 20208.
6. Por intermédio da Nota Técnica nº 085/2020-SRG/ANEEL, de 14 de agosto de 2020, a SRG
avaliou as contribuições à CP nº 44/2019 e concluiu por recomendar a alteração do Anexo I da Resolução
Normativa nº 614, de 2014.
7. O processo foi retirado da pauta da 38ª Reunião Pública Ordinária, realizada em dia 13 de
outubro de 2020.
reunião9,
8. Mediante minha assessoria, em 22 de outubro de 2020, foi realizada na
modalidade de teleconferência, com a Engie Brasil Energia para tratar das contribuições da geradora no
âmbito da CP nº 44/2019.
9. Em 23 de dezembro de 2020, minha assessoria solicitou10 informações adicionais sobre o
processo à SRG, que, por sua vez, com base nas informações enviadas pelo ONS11, apresentou sua
manifestação12 em 5 de abril de 2021, com complementação13 realizada em 2 de julho de 2021.
5 Realizada em 4 de fevereiro de 2019.
6 Documento SicNet nº 48550.001236/2019-00.
7 Realizada em 17 de dezembro de 2019.
8 O Aviso de abertura da CP nº 44/2019 foi publicado em 19 de dezembro de 2019.
9 Registro de Reunião com documento SicNet nº 48510.000675/2020-00.
10
Mediante o Memorando Nº 392/2020-ASD/ANEEL, documento SicNet nº 48575.006474/2020-00.
11 Solicitação realizada mediante o Ofício nº 002/2021-SRG/ANEEL, de 27 de janeiro de 2021 (documento SicNet nº
48550.000065/2021-00) e resposta encaminhada por meio da Carta CTA-ONS DOP 0101/2021, de 18 de fevereiro de 2021
(documento SicNet nº 48513.005653/2021-00).
12 Por meio do Memorando nº 016/2021-SRG/ANEEL, documento SicNet nº 48550.000174/2021-00.
13 Memorando nº 025/2021-SRG/ANEEL, documento SicNet nº 48550.000393/2021-00.

10. A Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (ABRAGE)14, a
(APINE)15 CTG16 Brasil17
Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica e a
reforçaram seus posicionamentos quanto ao processo e solicitaram a conclusão da CP nº 44/2019.
11. É o relatório.
II - FUNDAMENTAÇÃO
12. Trata-se de conclusão da Consulta Pública nº 44/2019, instituída com vistas a colher
subsídios e informações adicionais para aprimorar o Anexo I da Resolução Normativa nº 614, de 2014,
que consolida as normas referentes à apuração de indisponibilidade de unidade geradora ou
empreendimento de importação de energia conectados ao SIN, no que compete a usinas hidrelétricas
despachadas centralizadamente.
13. Pelas razões expostas a seguir, voto por manter o Anexo I da Resolução Normativa nº 614,
de 2014, com adaptação da alínea "d", que aborda intervenções para limpeza de mexilhão dourado e
plantas aquáticas, e inclusão de novo item referente ao tempo de sincronismo para hidrelétricas.
14. Para motivar meu encaminhamento, a fundamentação do presente voto consta
estruturada nos seguintes itens: (i) da contextualização (ii) da abertura da CP nº 44/2019; (iii) da análise
das Contribuições da CP nº 44/2019; e, por fim, (iv) das conclusões.
II.1 Da Contextualização
15. O MRE está previsto18 na Seção II do Decreto nº 2.65519, de 2 de julho de 1998, do qual
participam as usinas hidrelétricas com o objetivo de compartilhar entre si o risco hidrológico.
14 Mediante a correspondência ABRAGE 047/2020, documento SicNet nº 48513.030727/2020-00.
15
Mediante a Carta DPR 004/2021, de 14 de maio de 2021, documento SicNet nº 48513.012877/2021-00.
16 China Three Gorges Corporation.
17
Mediante a Carta REG 17/2021, de 21 de julho de 2021, documento SicNet nº 48513.016695/2021-00
18 Art. 20. As regras do MAE deverão estabelecer o Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, do qual participarão as usinas
hidrelétricas com o objetivo de compartilhar entre elas os riscos hidrológicos.
19 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/D2655.htm.

16. Períodos de prolongado déficit hidrológico têm levantado questionamentos quanto a
práticas consolidadas no setor elétrico. Um dos pontos de reflexão está no compartilhamento do risco
hidrológico entre os agentes de geração no MRE.
17. Em uma dimensão mais ampla e estratégica, temas considerados relevantes na discussão
de melhoria do MRE estão endereçados no programa de "Modernização do Setor Elétrico", coordenado20
pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e na Agenda Regulatória da Agência.
18. No bojo da Resolução Normativa nº 614, de 2014, está previsto21 que a alocação da energia
efetivamente gerada entre os participantes do MRE deve levar em conta as perdas de transmissão e os
seguintes parâmetros: (i) energia assegurada (ou garantia física); (ii) capacidade instalada; e (iii) geração
efetiva de energia.
19. Ainda, o regulamento prevê, em seu artigo 2422, que o risco de indisponibilidade de
natureza não hidrológica deve ser assumido individualmente pelas usinas participantes. Para implementar
a aplicação deste dispositivo foi estabelecido o MRA, instrumento que incentiva a disponibilidade das
instalações de geração.
20. Se a indisponibilidade apurada23 da usina é superior às taxas de indisponibilidade de
referência, a garantia física apurada corresponderá a uma degradação da garantia física da usina, já
consideradas a sazonalização, a modulação e as perdas na Rede Básica.
21. É importante lembrar que a Garantia Física Apurada (GFa) calculada nos termos do MRA
não altera o lastro do agente titular da usina, servindo como referência para alocação de energia do MRE,
nos termos do artigo 18, parágrafos 2º e 3º, da Resolução Normativa nº 614, de 2014. Nesse sentido, o
escopo do processo em tela é inerente aos participantes do MRE.
22. Nos termos do artigo 2º, parágrafo 1º, inciso III, da Resolução Normativa nº 614, de 2014,
está previsto que na apuração da indisponibilidade das usinas despachadas centralizadamente o ONS
20 A Portaria MME n. 403, de 29 de outubro de 2019, institui o Comitê de Implementação da Modernização do Setor Elétrico
no âmbito do Ministério de Minas e Energia, com a finalidade de viabilizar a efetiva execução do plano de ação.
21 Art 23. O MRE incluirá regras para a alocação, entre os seus membros, da energia efetivamente gerada, as quais levarão em
conta as perdas de transmissão e deverão se basear em um ou mais dos seguintes parâmetros:
I - energia assegurada da usina;
II - capacidade instalada da usina;
III - geração efetiva de energia de cada usina.
22Art 24. Os riscos de indisponibilidade das usinas de geração hidrelétrica, de natureza não hidrológica, serão assumidos
individualmente pelas usinas participantes, não sendo, portanto, cobertos pelo MRE.
23 Tanto em termos de indisponibilidade forçada quanto programada.

poderá desconsiderar24 (expurgar) a indisponibilidade decorrente dos motivos apresentados na forma do
Anexo I da Resolução.
23. Conforme a norma vigente, treze itens25 são passíveis de desconsideração (expurgo) na
apuração de indisponibilidades de usinas hidrelétricas, sendo seis deles aplicáveis também a usinas
termelétricas, cinco itens exclusivos para usinas hidrelétricas e outros dois exclusivos para termelétricas.
24. Ao expurgar tais indisponibilidades, a consequência é de reduzir a degradação da garantia
física de referência das usinas participantes do MRE (cuja indisponibilidade seja expurgada) e, ao manter
a garantia física de referência mais próxima da garantia física da usina, a energia alocada à usina no MRE
é maior. Ou seja, o expurgo de indisponibilidade no MRE tem consequências comerciais, deixando o
agente menos exposto financeiramente no Mercado de Curto Prazo (MCP).
25. Resumidamente, a apuração de indisponibilidades tem o efeito de permutar a alocação da
energia entre as usinas participantes do MRE: as usinas que apresentam indisponibilidades acima das
referência26
taxas de têm redução do montante que lhes cabe no rateio da energia alocada no MRE,
24 Desde que justificados adequadamente pelo agente de geração em até 90 dias do início da ocorrência da indisponibilidade.
25 a. ocorrências ou intervenções declaradas pelos agentes relativas ao início de operação comercial de unidade geradora
nova, limitadas a 960 (novecentas e sessenta) horas nos primeiros 24 (vinte quatro meses) após a liberação para operação
comercial ;
b. intervenções declaradas pelos agentes relativas à modernização ou reforma que tragam ganhos operativos ao sistema
elétrico, limitadas a 12 (doze) meses para cada unidade geradora durante a vigência de sua outorga ou da respectiva renovação,
e ocorridas após 120 (cento e vinte) meses após liberação para operação comercial, observado que, no caso de futuras obras,
a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração - SFG deverá ser previamente informada ;
c. no caso de usinas hidrelétricas, medidas de caráter preventivo no combate à proliferação do mexilhão dourado e
plantas aquáticas, para as quais deverá ser encaminhado relatório descritivo do serviço a ser realizado com o respectivo
cronograma, para avaliação do ONS;
d. no caso de usinas hidrelétricas, intervenções relacionadas à limpeza, em função da proliferação do mexilhão dourado
e plantas aquáticas, respeitado o limite acumulado de 360 (trezentas e sessenta) horas por unidade geradora nos primeiros 60
(sessenta) meses de operação comercial ou nos primeiros 60 (sessenta) meses após a publicação desta resolução, o que
terminar depois;
e. intervenções para instalação de sistemas e equipamento por determinação do ONS, CCEE ou ANEEL, tais como
implantação do Sistema de Medição para Faturamento - SMF, SINOCON e sistemas para prestação de serviços ancilares ;
f. intervenções necessárias a ensaios nos sistemas de autorrestabelecimento da central geradora;
g. restrição de potência em razão de queda útil, no caso de usinas hidrelétricas, desde que as respectivas tabelas que
relacionam tais grandezas tenham sido previamente disponibilizadas pelo agente de geração ao ONS;
h. restrição parcial de disponibilidade de unidade geradora, até uma tolerância de 5% ou 5 MW, o que for menor .
i. restrição hidráulica conjuntural em função de usos múltiplos;
j. restrição elétrica conjuntural imposta por outros sistemas de transmissão, pelo sistema de distribuição ou, outras
origens que não caracterizem responsabilidade do empreendimento de geração ;
k. restrição devido ao meio ambiente, que não caracterize responsabilidade do agente, tais como: vazamento de
material tóxico ou poluente por parte de terceiros que limite a geração da usina de forma a evitar agravamento da situação e
redução de geração para captura ou salvamento de animais;
26 Ou Disponibilidade Verificada inferior à Disponibilidade de Referência.

enquanto há aumento no mesmo montante para as demais. Assim, o expurgo de indisponibilidades
previsto na regulação atenua este efeito.
26. O processo em tela teve início de 2019 e possui como objetivo avaliar se parte da
indisponibilidade pode ser expurgada da apuração do ONS, e, por consequência, partilhada por meio do
MRE ou se deve ser assumida individualmente por cada agente.
II.2 Da Abertura da CP nº 44/2019
27. A norma vigente pressupõe que, os itens previstos no Anexo I por serem riscos comuns a
todos os agentes, o condomínio estaria disposto a assumi-los.
28. Porém, sob a ótica de se buscar maior equilíbrio na alocação de energia no âmbito do MRE,
a proposta inicial submetida à CP nº 44/2019 foi de afastar a aplicação dos itens do Anexo I da Resolução
Normativa nº 614, de 2014, referentes às usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, mantendo
aqueles que se referem às usinas termelétricas que não são objeto deste processo e não afetam o MRE.
Além disso, foi recomendada a manutenção da alínea "g"27 por estar associado ao regime hidrológico do
corpo d'água.
29. Conforme procurei rememorar, se propôs então as seguintes Alternativas para discussão
na abertura da CP nº 44/2019:
a. Alternativa 1: não aplicar para as usinas hidrelétricas os itens "a" a "f" e "h" a "k" do
Anexo I da Resolução Normativa nº 614, de 2014, revogando aqueles que se referem
exclusivamente às usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, mantido o item
"g" (por estar associado ao regime hidrológico do corpo d'água);
b. Alternativa 2: manter o Anexo I da Resolução Normativa nº 614, de 2014, sem quaisquer
alterações.
30. Com base nessas duas Alternativas, foi aberta a CP nº 44/2019, pelo prazo de sessenta dias,
sem Análise de Impacto Regulatório (AIR), tendo em vista que a proposta teve por objetivo apenas discutir
a manutenção ou não do Anexo I da Resolução Normativa nº 614, de 2014.
27 g. restrição de potência em razão de queda útil, no caso de usinas hidrelétricas, desde que as respectivas tabelas que
relacionam tais grandezas tenham sido previamente disponibilizadas pelo agente de geração ao ONS;

31. Dessa forma, com base no parágrafo único do artigo 6º28 do Anexo a Resolução Normativa
nº 798, de 12 de dezembro de 2017, vigente à época, foi proposta a dispensa de AIR, com a concordância
da Diretoria Colegiada, quando da abertura da CP em tela.
II.2 Da Análise das Contribuições da CP nº 44/2019
32. Foram recebidas contribuições de quatro Associações setoriais29, da Câmara de
geração30.
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e de treze agentes de Na Nota Técnica nº 085/2020SRG/ANEEL consta a descrição detalhada das contribuições.
33. Em resumo, somente a ABRAGEL defendeu a exclusão do Anexo I (Alternativa 1). Duas
Associações (ABIAPE e ABRAGE) e nove agentes de geração31 defendem a manutenção do Anexo I
(Alternativa 2). Uma Associação (APINE) e quatro agentes de geração32 defendem a alteração do Anexo I.
34. Dentre as onze contribuições favoráveis à manutenção do Anexo I, duas dizem respeito à
adequação do expurgo relativo ao item "d"33, que trata de ações para mitigar a proliferação do mexilhão
dourado.
35. A área técnica34 analisou as contribuições e recomendou a manutenção do Anexo I, com
adaptação da alínea "d" (mexilhão) e inclusão de novo item "n" (tempo de sincronismo para hidrelétricas).
36. Sendo assim, passo a avaliar as contribuições e as ponderações necessárias para a proposta
final de revisão dos expurgos de indisponibilidade.
28 Parágrafo único. Para atos normativos de evidente baixo impacto, atos normativos voltados a disciplinar direitos ou
obrigações definidos em instrumento legal superior que não permitam diferentes alternativas regulatórias ou em casos de
urgência, a AIR poderá ser dispensada, mediante justificativa e decisão da Diretoria.
29 Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia (ABIAPE), Associação Brasileira das Empresas Geradoras
de Energia Elétrica (ABRAGE), Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (ABRAGEL) e Associação Brasileira dos
Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE).
30 Brookfield Energia Renovável (BROOKFIELD), Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG), Companhia Paranaense de
Energia (COPEL), CPFL Geração (CPFL), EDP Energias do Brasil S.A. (EDP), Centrais Elétricas Brasileiras (ELETROBRAS), Enel Green
Power (ENEL), Engie Brasil Energia (ENGIE), Energia Sustentável do Brasil (ESBR), Furnas Centrais Elétricas S/A (FURNAS), Light
Serviço de Eletricidade S/A (LIGHT), Santo Antônio Energia (SAESA), Spic Brasil Energia Participações S.A (SPIC Brasil).
31 CEMIG, COPEL, CPFL, EDP, ELETROBRAS, ENEL, FURNAS, LIGHT e SAESA.
32
BROOKFIELD, ENGIE, ESBR e SPIC.
33 d. no caso de usinas hidrelétricas, intervenções relacionadas à limpeza, em função da proliferação do mexilhão dourado e
plantas aquáticas, respeitado o limite acumulado de 360 (trezentas e sessenta) horas por unidade geradora nos primeiros 60
(sessenta) meses de operação comercial ou nos primeiros 60 (sessenta) meses após a publicação desta resolução, o que
terminar depois;
34 Por meio da Nota Técnica nº 085/2020-SRG/ANEEL.

37. Em relação ao entendimento de que o Anexo I deve ser revogado, a principal justificativa
seria permitir expurgos de indisponibilidades de natureza não hidrológica, algo que influenciaria
negativamente a alocação de energia no MRE.
38. Por outro lado, em substituição da revogação dos expurgos, foi proposta uma solução
regulatória para tratar de indisponibilidades por questões não gerenciáveis pelos agentes e que, portanto,
não devem ser arcadas por eles. Nessa linha, algumas contribuições aventaram a previsão regulatória de
mecanismo no qual os geradores possam apresentar suas solicitações de expurgo ao regulador, com as
devidas comprovações técnicas, para posterior deferimento ou não do pleito.
39. No que se refere à proposta de avaliação pontual de expurgos por questões não
gerenciáveis pelos agentes, acompanho o entendimento da área técnica ao considerar que os resultados
seriam os mesmos, ou seja, equivalentes a manter as previsões no Anexo I da Resolução Normativa nº
614, de 2014, com a diferença de que a relação atual dos eventos a ser desconsiderada pelo ONS já foi
amplamente discutida e conhecida pelo setor, o que deixa o processo mais previsível e transparente.
40. Em relação às demais contribuições, de forma geral, prevaleceu o entendimento de que
deve ser preservado o arcabouço discutido e construído ao longo do tempo, e que, o que foi
implementado está de acordo com a percepção de adequada alocação de risco entre os agentes.
41. Como exemplo, foi destacada em quase todas as contribuições a importância de se
preservar o reconhecimento do expurgo de paradas para reforma e modernização, pois tal iniciativa traz
ganhos sistêmicos ao MRE, uma vez que tem o cunho de melhorar a performance de geração do conjunto
das usinas. Dessa forma, os geradores assumiriam os custos da indisponibilidade expurgada no presente,
em prol de ganhos de eficiência do mecanismo como um todo no futuro.
42. Todavia, apesar de reconhecer a necessidade da permanência dos expurgos diante das
justificativas apresentadas, algumas contribuições, inclusive após o encerramento da CP 44/2019,
questionaram a ausência da análise quantitativa no processo.
43. Diante da necessidade das análises quantitativas, a SRG foi instada a se manifestar e
apresentou informações relevantes para a completa avaliação do processo.

44. No que tange ao impacto dos expurgos na apuração de indisponibilidades das usinas
hidrelétricas participantes do MRE, a SRG apresentou simulação com base nos dados do ONS das taxas
TEIFa35 e TEIP36 referentes ao mês de dezembro de 2020 (acumulada de 60 meses).
45. Considerando os critérios atualmente vigentes previstos no Anexo I da Resolução
Normativa nº 614, de 2014, a disponibilidade verificada do bloco de usinas participantes do MRE
correspondeu a 95%. Sem considerar os expurgos concedidos no período, ou seja, caso não houvesse
expurgos de indisponibilidade, o valor de disponibilidade cairia para 92%.
46. Assim, ao se comparar a Disponibilidade original do conjunto de usinas hidrelétricas (com
expurgos) com a disponibilidade simulada (sem expurgos), a diferença é de aproximadamente três pontos
percentuais, o que representa o rateio das indisponibilidades entre os agentes do MRE.
47. De modo a avaliar a representatividade de cada um dos expurgos, o ONS informou o
histórico de horas expurgadas relacionadas aos itens do Anexo I, para o período de outubro de 2014 a
dezembro de 2020, apresentado na Figura 1.
48. Apesar dos quantitativos de horas relacionados aos expurgos constantes dos itens "g"
(restrição de potência em razão de queda útil) e "h" (restrição parcial de disponibilidade de unidade
geradora) do Anexo I terem sido apresentados pelo ONS, tendo em vista que os totais de horas
expurgadas não levaram em consideração as restrições parciais de potência, o total de horas computadas
para esses itens pode estar distorcido. Além disso, em relação ao item "h", conforme observado na Carta
do Operador, foi considerado o quantitativo de horas em que as unidades geradoras estavam em condição
normal e com disponibilidade plena, visto que dentro desta margem de tolerância o registro é realizado
como condição normal. Por esses motivos, os dois itens não foram apresentados na análise comparativa.
35 Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada.
36 Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada.

Histórico de horas expurgadas
b) Modernização ou reforma
a) Ocorrências ou intervenções relativas ao início de
operação comercial de unidade geradora nova
j) Restrição elétrica conjuntural
d) Limpeza, em função da proliferação do mexilhão
dourado e plantas aquáticas
i) Restrição hidráulica conjuntural em função de usos
múltiplos
f) Ensaios nos sistemas de autorrestabelecimento
e) Intervenções em instalação de sistemas e
equipamento por determinação do ONS, CCEE ou ANEEL
c) Medidas de caráter preventivo no combate à
proliferação do mexilhão dourado e plantas aquáticas
- 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 160.000
Horas

2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014
Figura 1 - Histórico de horas expurgadas relacionadas aos itens do Anexo I, para o período de outubro de 2014 a dezembro
de 2020.
Fonte: CTA-ONS DOP 0101/2021.
49. Conforme o histórico apresentado na Figura 1, é possível analisar a representatividade nos
expurgos concedidos pelo ONS, o item relativo à modernização e reforma foi o de maior abrangência,
seguido por início de operação comercial e restrições elétricas conjunturais.
50. Em seguida, a SRG simulou os efeitos dos expurgos de indisponibilidade sobre as rubricas
do MRE que transferem parcial ou totalmente o risco hidrológico ao consumidor, quais sejam, Usina
Hidrelétrica (UHE) Itaipu, usinas repactuadas e usinas em regime de cotas.
51. Insta frisar a ressalva da área da sensibilidade da simulação a grandezas conjunturais e a
premissas contratuais tais como, geração hidrelétrica verificada (GSF), montante de energia repactuada,
energia contratada pela UHE Itaipu, garantia física de usinas cotistas e taxas de indisponibilidades
verificadas e de referência.
52. Isso posto, a SRG concluiu que o rateio da energia alocada entre os agentes do MRE
influenciado pelos três pontos percentuais de variação da indisponibilidade média decorrente dos

expurgos tem o potencial de produzir efeitos que variam o montante de energia destinada ao consumidor
no Mercado de Curto Prazo na ordem de ± 1,5 ponto percentual, a depender das condições conjunturais.
53. Nesse esteio, sob o ponto de vista da discussão conceitual, verifico que os expurgos
atualmente previstos são riscos comuns a todos os agentes e o condomínio estaria disposto a assumi-los.
Ou seja, o risco hoje compartilhado pelo MRE é comum entre os participantes. Tal conclusão advém da
convergência das contribuições no sentido da manutenção da prerrogativa dos expurgos, inclusive os não
associados ao risco hidrológico.
54. Já considerando a análise quantitativa, considero que é assimilável o valor apresentado em
2020 de três pontos percentuais de variação da indisponibilidade média decorrente dos expurgos, diante
da segurança advinda da prerrogativa dos expurgos para as usinas participantes do MRE. Em
complemento, o impacto marginal de ± 1,5 ponto percentual do montante de energia destinada ao
consumidor no Mercado de Curto Prazo, permite concluir que o eventual impacto ao consumidor não é a
variável de decisão que justifique o fim dos expurgos do MRE.
55. Concluída a análise e apresentadas as justificativas conceituais e quantitativas para a
permanência dos expurgos, resta avaliar os aprimoramentos necessários nos dispositivos existentes do
Anexo I.
56. Segundo as manifestações, o mexilhão dourado e as plantas aquáticas continuam sendo
um problema crônico que atinge todas as regiões do país (exceto a região norte) e ainda sem solução
definitiva para o problema.
57. No Anexo I da Resolução Normativa nº 614, de 2014, os itens "c" e "d" fazem referência ao
mexilhão dourado e plantas aquáticas.
c) no caso de usinas hidrelétricas, medidas de caráter preventivo no combate à proliferação do
mexilhão dourado e plantas aquáticas, para as quais deverá ser encaminhado relatório descritivo
do serviço a ser realizado com o respectivo cronograma, para avaliação do ONS;
d) no caso de usinas hidrelétricas, intervenções relacionadas à limpeza, em função da proliferação
do mexilhão dourado e plantas aquáticas, respeitado o limite acumulado de 360 (trezentas e
sessenta) horas por unidade geradora nos primeiros 60 (sessenta) meses de operação comercial ou
nos primeiros 60 (sessenta) meses após a publicação desta resolução, o que terminar depois;

58. Ocorre que, de acordo com o texto atual do item "d", foi definido o prazo de 60 meses para
a utilização da franquia de 360 horas por unidade geradora, nos primeiros 60 meses de operação
comercial ou 60 meses após a publicação da resolução. Ou seja, no caso de usinas antigas, o prazo expirou
em 2019.
59. A necessidade de alteração do item "d" foi uma das contribuições mais presentes na
Consulta Pública. Todavia, o caráter temporário desse expurgo foi registrado na Nota Técnica nº
021/2014-SRG/ANEEL37, de 30 de abril de 2014:
67. Por outro lado, a franquia de 72 horas/unidade/ano deve ser concedida apenas como paliativo
enquanto as ações de caráter definitivo não produzam efeitos. Os expurgos devem ser concedidos
apenas para minimizar esses problemas em que não há solução imediata. Assim, deve-se inserir na
Resolução que as 72 horas sejam concedidas durante um determinado período (5 anos), de forma
a incentivar os agentes a buscar soluções para minimizar ou solucionar os problemas.
60. De fato, à época, o objetivo do regulador era limitar o período do expurgo de modo a
incentivar os agentes a buscar soluções para minimizar ou solucionar os problemas.
61. Conforme apresentado na Figura 1, as horas de expurgos efetuadas devido ao item "d" é
bastante inferior aos valores computados para "modernização e reforma", "início de operação comercial"
e "restrições elétricas conjunturais". Na análise da SRG, o expurgo devido à "limpeza, em função da
proliferação do mexilhão dourado e plantas aquáticas" representa 5% do todas de horas expurgadas no
período de análise (2014 a 2020).
62. Nesse contexto, a SRG propôs um novo limite de horas como franquia, de modo que os
agentes continuem procurando soluções que mitiguem o problema, cientes que permanece o caráter
temporário para a limpeza.
63. Se por um lado, o item "d" não é preponderante perante os demais expurgos, os 5%
indicam que as usinas fizeram uso da franquia no período dos 5 anos, fato que também deve ser
considerado e justifica minha concordância com a proposta da área técnica.
64. Como aprimoramento no texto, a franquia passa a ser para a usina e não mais por unidade
geradora (limite total acumulado para a usina, equivalente a 360 horas por unidade geradora). Essa
alteração é justificada com base na informação trazida pela CEMIG, a saber: "é comum que a colonização
37 Documento SicNet nº 48550.000634/2014-00.

por mexilhão dourado ou plantas aquáticas seja diferente por unidade geradora conforme sua posição no
canal". Nesse esteio, a proposta permite a utilização total da franquia, sem que haja sobra para alguma
unidade.
65. Ainda, a SRG recomendou, com a qual concordo, não mais considerar o período máximo
de 60 meses e passar a estabelecer apenas a franquia de horas.
66. Em relação ao marco de início da nova franquia, cabe avaliar a pertinência da
retroatividade, uma vez que no caso de usinas antigas, o prazo expirou em junho 2019 e para as demais
usinas, o fim da prerrogativa será de acordo com a data da entrada em operação comercial.
67. Retroagir a previsão do expurgo por limpeza de mexilhão dourado ou plantas aquáticas
implicará na reapuração pelo ONS das disponibilidades de todas as usinas do MRE, de junho de 2019 até
a data de início do novo regulamento, além da recontabilização por parte da CCEE.
68. Como período da carência já era de conhecimento dos agentes, considero que o marco
para a renovação da franquia é uma prerrogativa do regulador e proponho o início da nova carência
quando da vigência da revisão da Resolução Normativa nº 614, de 2014. Essa solução permite que as
usinas possam implementar ações de limpeza e não implica em alteração da apuração pretérita já
realizada.
69. Outro aprimoramento foi proposto pelo ONS38. O Operador abordou que o expurgo
previsto no item "l39" do Anexo I trata da restrição parcial para sincronização e obtenção da potência
máxima despachada pelo ONS, no entanto, os tempos admitidos foram evidenciados apenas para as
usinas termelétricas.
70. Além desse fator, o Operador ponderou que são observadas variações significativas no
tempo de sincronismo de unidades geradoras de usinas hidroelétricas sem que haja uma referência para
ser adotada no processo de apuração de desempenho. De modo a adotar uma padronização, o Operador
solicitou adotar em seus processos de apuração o tempo de 15 minutos entre a solicitação do Centro de
Operação para a partida da unidade geradora até o seu efetivo sincronismo.
71. Como a consideração desse tempo de sincronismo para usinas hidrelétricas também seria
em função de característica comum, e que vai ao encontro do entendimento geral apresentado nas
38 Mediante a CARTA ONS - 0265/DOP/2018, documento SicNet nº 48513.033786/2018-00.
39 l) restrição parcial para sincronização e obtenção da potência máxima despachada pelo ONS, no caso de despacho por
restrição elétrica não programado, limitado ao tempo total indicado na tabela a seguir:

contribuições de que o risco hoje compartilhado pelo MRE é comum entre os participantes, acompanho
a recomendação da SRG para a inclusão do item apresentado pelo ONS.
72. Após o fechamento da Consulta Pública nº 44/2019, a ABRAGE apresentou manifestação
questionando a não apresentação da proposta do ONS na referida consulta, o que impossibilitou a
avaliação dos seus impactos e a manifestação acerca dessa alteração.
documento40

73. Apesar de constar a informação no de abertura da Consulta Pública, como a
proposta inicial era a revogação dos expurgos, a análise do ONS passou a ter menor relevância pelos
agentes.
29. O ONS, por meio da Carta7 ONS – 0265/DOP/2018, de 17 de setembro de 2018, fez avaliação
sobre tempos de sincronismo em usinas hidroelétricas do SIN despachadas centralizadamente, e
propôs adotar, em seus processos de apuração, o tempo de 15 minutos entre a solicitação do
Centro de Operação para partida da unidade geradora até seu efetivo sincronismo. O item "l" do
Anexo I da REN 614/2014 impõe tratamento similar às restrições parciais para sincronização de
usinas termelétricas, no caso de despacho por restrição elétrica não programado. (Nota Técnica no
121/2019-SRG/ANEEL)
74. Por outro lado, a manifestação41 da SRG de fechamento da consulta foi disponibilizada em
agosto de 2020, existindo, portanto, período para o envio de alternativas pelos agentes no âmbito de
minha relatoria.
75. Fato que apenas a ABRAGE registrou seu posicionamento quanto à proposta. Reforço que
a Associação foi a favor do expurgo, mas discordou do período de 15 minutos recomendado pelo ONS,
sem, contudo, apresentar uma nova alternativa para análise.
76. Em processos de construção ou de revisão de regulamentos é natural existirem
discordâncias. Todavia, não podemos estender de forma demasiada a evolução da regulamentação na
tentativa de contemplar, de forma exaustiva, todos os pontos de discordância. No caso do processo em
análise, a Consulta Pública foi aberta em dezembro de 2019 e demandou uma série de discussões com os
agentes. Ainda, o tema faz parte da Agenda da Modernização do Setor Elétrico, no que se refere a
atividade de saneamento do MRE, o que justifica a necessidade de uma definição quanto aos
aprimoramentos do Anexo I.
40 Nota Técnica no 121/2019-SRG/ANEEL.
41 Nota Técnica nº 085/2020-SRG/ANEEL.

77. Nesse contexto, considero que o mais adequado é o fechamento da Consulta Pública
44/2019, com a inclusão da proposta do ONS, o que tornará o procedimento adotado mais robusto e
isonômico em relação às usinas termelétricas.
78. Não obstante, a SRG possui delegação para alterar o Anexo I mediante Consulta Pública,
4.16342, XVII43.

conforme a Portaria nº de 2016, art. 1º, inciso Dessa forma a SRG deverá acompanhar o
período ora proposto, e, existindo justificativa, a área poderá ajustar essa referência, conforme a
delegação estabelecida pela Diretoria Colegiada.
79. Em oportuno, a SRG sugeriu considerar o tempo de 15 minutos não só até o sincronismo,
mas também até a obtenção da potência máxima da unidade geradora, tendo em vista a característica
comum de unidades geradoras hidráulicas de atingirem a condição máxima ou nominal em curto espaço
de tempo após sincronizadas e, principalmente, pelos resultados apresentados pelo ONS44.
II.3 Das conclusões
80. O processo em tela teve por objetivo propor a revisão do Anexo I da Resolução Normativa
nº 614, de 2014, no que compete a apuração mensal das indisponibilidades das usinas hidrelétricas
participantes do MRE e da prerrogativa para o ONS desconsiderar a indisponibilidade decorrente dos
motivos apresentados na forma do Anexo I da Norma, denominado de expurgos de indisponibilidade.
81. Do ponto de vista conceitual, os expurgos atualmente previstos são riscos comuns a todos
os agentes e o condomínio estaria disposto a assumi-los. Tal conclusão advém da convergência das
contribuições no sentido da manutenção da prerrogativa dos expurgos, inclusive os não associados ao
risco hidrológico.
82. Já considerando a análise quantitativa apresentada, conforme as informações
apresentadas pelo ONS, os expurgos preponderantes são decorrentes da "modernização e reforma",
42 Disponível em
43 XVII – alterar, mediante despacho precedido de processo de Consulta Pública, os anexos I, II e III da Resolução Normativa nº
614, de 3 de junho de 2014;
44 Em que a tolerância de 15 minutos para o tempo de sincronismo apresentou-se satisfatória para a grande maioria dos casos
avaliados (94% dos 159 casos referentes às unidades que prestam o referido serviço ancilar; e 87% dos 3.191 eventos de
unidades geradoras sincronizadas após manutenção).

"início de operação comercial" e "restrições elétricas conjunturais". Essa primeira constatação
quantitativa corrobora a interpretação de que os expurgos previstos são riscos comuns.
83. Em relação ao impacto no MRE, a conclusão foi que o valor apresentado de 3 pontos
percentuais de variação da indisponibilidade média decorrente dos expurgos é assimilável pelos agentes,
diante da segurança advinda da prerrogativa dos expurgos para as usinas participantes do MRE.
84. Isso posto, acompanho a recomendação da área técnica pela manutenção dos expurgos
por indisponibilidade previstos no Anexo I da Resolução Normativa nº 614, de 2014, com a ressalva da
adaptação da alínea "d" (mexilhão) e inclusão de novo item "n" (tempo de sincronismo para hidrelétricas).
85. Por fim, considero adequado adotar o período de sincronismo proposto pelo ONS, uma vez
que tornará o procedimento adotado mais robusto e isonômico em relação às usinas termelétricas. Não
obstante, a SRG deverá acompanhar o período ora proposto, e, existindo justificativa, a área poderá incluir
exceções, conforme a delegação já estabelecida pela Diretoria Colegiada.
III - DIREITO
86. Sustentam a presente fundamentação os seguintes dispositivos legais e normativos:
a. Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b. Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998;
c. Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004;
d. Lei nº 13.848, de 25 de junho de 2019;
e. Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; e
f. Decreto nº 5.163 de 30 de julho de 2004.
IV – DISPOSITIVO
87. Diante do exposto e considerando o que consta do Processo nº 48500.000374/2019-39,
voto por APROVAR a minuta de resolução normativa que altera o Anexo I da Resolução Normativa nº 614,
de 3 de junho de 2014.
Brasília, 17 de agosto de 2021.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA

Diretora