REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 729/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: 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, conforme Resolução Normativa ANEEL 442 de 26.07.2011.
Assunto: Fixação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2016-07-01
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005637/2002-31
INTERESSADOS: Concessionárias de Transmissão de Energia Elétrica, Operador Nacional do Sistema Elétrico –
ONS e usuários do sistema de transmissão.
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO – SRT
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública 27/2014, instaurada para aprimorar a regulamentação que trata da
qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica associada à disponibilidade e à capacidade
operativa das instalações sob responsabilidade de concessionárias de transmissão
I. R E L A T Ó R I O
Na 22ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 24 de junho de 2014, a Diretoria Colegiada
instaurou a Audiência Pública 27/2014, por intercâmbio documental, entre 26 de junho e 25 de setembro de 2014,
com sessão presencial ocorrida em 5 de setembro de 2014, para colher subsídios sobre o aprimoramento das
regras relativas à qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica associada à disponibilidade e à
capacidade operativa das instalações sob responsabilidade de concessionárias de transmissão.
2. Entre as propostas de alteração enviadas à Audiência Pública, estavam questões como:
a) aplicar isenção de Parcela Variável por Indisponibilidade – PVI para os períodos referentes à
realização das manutenções preventivas cadastradas no sistema de acompanhamento de
manutenções do ONS;
b) utilizar o fator multiplicador Kp, em vez do fator Ko, para o desligamento intempestivo durante a
execução de intervenção em instalação energizada;
c) deixar de isentar aplicação de PVI para FT indisponível decorrente de desligamentos em
contingência para a mesma concessionária;
d) determinar que as concessionárias requeressem aos órgãos ambientais competentes
autorização para executar ações necessárias voltadas à garantia da disponibilidade e à da
capacidade operativa das instalações sob sua responsabilidade e aplicar Parcela Variável por

Restrição Operativa Temporária – PVRO ou PVI, respectivamente, no caso de restrição
operativa ou indisponibilidade de FT associada a risco ou ocorrência de queimada ou incêndio
florestal;
e) determinar que a transmissora informasse a utilização do equipamento reserva provindo de
substituição do principal ou de remoção para uso em outra subestação, bem como a
indisponibilidade e o retorno à condição de disponível;
f) deixar de pagar a receita do equipamento reserva indisponível, durante o período de
indisponibilidade. Nesse caso não deveria ser aplicada a PVI;
g) deixar de pagar a receita das FT Transformação trifásicas indisponíveis classificadas como
reserva;
h) aplicar PVI, utilizando 50% do PB da FT- Módulo Geral, em vez de 100%, no caso de FT
conectadas na mesma subestação que pudessem estar disponíveis, mesmo com a
indisponibilidade de um dos equipamentos da FT – Módulo Geral;
i) esclarecer, em situação de queda ao solo de fase de linha de transmissão, que as 8 horas se
destinavam à recomposição de uma fase da linha de transmissão e não à recomposição de
apenas um dos possíveis múltiplos cabos componentes de uma fase;
j) esclarecer que, uma vez que o regulamento vinculava o recebimento da receita à prestação do
serviço (disponibilidade), o desconto por Atraso na Entrada em Operação de uma FT devia ser
aplicado a partir do primeiro mês seguinte ao da entrada em operação comercial da instalação,
independente da análise da responsabilidade da transmissora;
k) iniciar o período de carência (isenção de 6 meses para aplicação da parcela variável) na
energização da FT com carga, no caso de instalações energizadas em vazio em razão de
pendências impeditivas de terceiros.
3. Pela Nota Técnica no 26/2016–SRT/ANEEL, de 17 de junho de 2016, a Superintendência de
Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT analisou as contribuições encaminhadas durante a Audiência
Pública 27/2014 e submeteu as conclusões à Diretoria Colegiada da ANEEL.

4. Por meio do Memorando no 70/2016-SRT/ANEEL, de 27 de junho, a SRT complementou as
análises realizadas na Nota técnica no 26/2016, especificamente quanto aos tempos de franquia para
restabelecimento de linhas de transmissão decorrente de casos fortuitos ou de força maior.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
5. A Audiência Pública 27/2014 recebeu 223 contribuições distintas encaminhadas por 22
participantes: ABIDB, ABRACE, ABRATE, AES BRASIL, CEEE-GT, CELG-GT, CEMIG-GT, CHESF, COPEL-GT,
CTEEP, ELECNOR, ELEKTRO, ELETROBRÁS, ELETROSUL, FURNAS, GUARACIABA, IE MADEIRA, ISOLUX,
CONSUMIDOR, MATRINCHÁ, ONS e TAESA.
6. Os detalhes de cada contribuição e a análise realizada pela SRT constam na Nota Técnica no
26/2016-SRT/ANEEL, e no Memorando no 70/2016-SRT/ANEEL, cujas conclusões devem ser acolhidas por este
Colegiado. A Tabela 1 resume o resultado da análise das contribuições recebidas na Audiência Pública:
Tabela 1 – Análise das contribuições
Resultado Quantidade %
Aceita 29 13,00
Parcialmente Aceita 32 14,35

Não Aceita 158 70,85
Não se aplica à AP 4 1,79
Total 100,0%
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL e Memorando no 70/2016-SRT/ANEEL.
Análise do efeito provocado pela Resolução no 270, de 2007, na qualidade do serviço público de
transmissão
7. A Resolução no 270, de 2007, estabelece incentivo regulatório que resulta no aumento da taxa de
disponibilidade das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica. Para avaliar a evolução da taxa de
disponibilidade do sistema de transmissão após a publicação do Regulamento, foram analisadas as taxas de
disponibilidade entre 2005 e 2015, de forma a contemplar 3 anos de desempenho anteriores à Norma e 7 anos
posteriores.
8. O Gráfico 1 apresenta a evolução da taxa de disponibilidade e do tempo de indisponibilidade, por
FT, em função de aplicação de parcela variável, decorrentes de Desligamentos Programados ou Outros
Desligamentos.

Taxa de disponibilidade e Tempo de indisponibilidade
(Programado e Outros) por Função Transmissão em cada ciclo
(dias)
4,0 100,0%

3,4 99,75% 99,75% 99,77% 99,8%
(dias) 3,5
99,72%
99,66%
2,9
99,6%
FT 3,0 99,58%
por disponibilidade
99,4%
indisponibilidade 2,5
1,9 99,2%
99,17%
2,0
1,8
99,01% 99,0%
de
1,5
98,82% 98,83%
98,8% Taxa
1,2
de
1,0
98,6%
Tempo 0,8 0,8
0,7 0,6 0,5
0,4
0,4 0,4 0,3
0,5 0,5
98,4%
0,5 0,4
0,3 0,3
0,3
- 98,2%
Ciclo

PV (Outros Desligamentos) PV (Desligamento Programado) Taxa de Disponibilidade
Gráfico 1 - Evolução da taxa de disponibilidade e do tempo de indisponibilidade, por FT, em função de
aplicação de parcela variável
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
9. Da análise do Gráfico 1, observa-se aumento na taxa de disponibilidade a partir da vigência da
Resolução no 270, de 2007, que iniciou em junho de 2008, ou seja, o regulamento tem cumprido a função de
regulação por incentivos.
10. Ao se considerar que as taxas de disponibilidade possuem relação inversa com o percentual de
desconto em relação à RAP e que, conforme mostra o Gráfico 1, as taxas de disponibilidade do sistema de
transmissão estão acima de 99,7%, não é de se esperar elevado percentual de desconto em relação à RAP.

11. O Gráfico 2 mostra o percentual de desconto de receita aplicado em relação à RAP para as nove
concessões prorrogadas em 2012:
PV aplicada / RAP das 9 concessões prorrogadas

FURNAS CHESF Eletronorte CTEEP CEMIG-GT
12,5% Eletrosul CEEE-GT COPEL-GT CELG-GT
12,0%
11,5%
11,0%
Limite
10,5%
10,0% contratual para
RAP 9,5% desconto de
9,0%
receita
/ 8,5%
aplciada 8,0%
7,5%
7,0%
6,5%
variável
6,0%
5,5%
5,0%
4,5%
Parcela
4,0%
3,5%
3,0%
2,5%
2,0%
1,5%
1,0%
0,5%
0,0%

2009-2010 2010-2011 2011-2012 2012-2013 2013-2014 2014-2015
Ciclo
Gráfico 2 - Percentual de desconto de receita aplicado em relação à RAP para as concessões prorrogadas
em 2012
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
12. Complementarmente às análises apresentadas no Gráfico 2, a Tabela 2 mostra, para o ciclo 20142015, o percentual de desconto de receita aplicado em relação à RAP para as concessões prorrogadas em 2012.
Tabela 2 - Percentual de desconto de receita aplicado em relação à RAP para
as concessões prorrogadas em 2012 no ciclo 2014-2015
Concessionária 2014-2015
FURNAS 3,87%
CELG-GT 2,68%
Eletronorte 2,55%
CHESF
2,34%

CTEEP 1,72%
CEMIG-GT 1,49%
CEEE-GT 1,47%
Eletrosul 0,80%
COPEL-GT 0,75%
Média 1,96%
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
13. A Tabela 3 mostra o percentual de desconto aplicado em relação à RAP para as 3 concessões
licitadas mais antigas (aproximadamente 15 anos em operação).
Tabela 3 - Percentual de desconto de receita aplicado em relação à RAP para três concessões licitadas

| 2009-2010 | 2010-2011 | 2011-2012 | 2012-2013 | 2013-2014 | 2014-2015 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| TAESA-NVT | 2,68% | 1,57% | 0,54% | 2,73% | 0,31% | 1,08% |
| TAESA-TSN | 1,09% | 0,41% | 1,11% | 1,01% | 0,94% | 1,05% |
| TAESA-ETEO | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,14% | 0,17% |
| Média | 1,89% | 0,99% | 0,83% | 1,87% | 0,62% | 1,06% |

Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
14. Dentre as análises realizadas sobre o efeito que o regulamento provocou na redução dos tempos de
indisponibilidade, a Tabela 4 compara os tempos de indisponibilidade por FT antes e depois da publicação da
Resolução no 270, de 2007:
Tabela 4 - Comparação dos tempos de indisponibilidade por FT antes e depois da publicação da
Resolução no 270, de 2007
Horas por FT
Média do tempo de indisponibilidade entre 2005 e 2008 3,80
Média do tempo de indisponibilidade entre 2009 e 2015 1,07
Redução do tempo de indisponibilidade 72%
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
15. Pelos resultados apresentados na Tabela 4 e no Gráfico 2, observa-se que a Resolução no 270, de
2007, provoca a redução de 72% nos tempos de indisponibilidade para os usuários do sistema de transmissão,
acarretando, em média, descontos de menos de 2% na receita das concessionárias. Assim, a regulação por
incentivos buscada pelo Regulamento se mostra eficiente, pois melhorou expressivamente a disponibilidade das
instalações de transmissão frente a um baixo índice de descontos de receita.

16. Em função de a Tabela 2 mostrar que 4 concessionárias estão com percentual de desconto superior
à média de 1,96%, buscou-se na Tabela 5 mostra a média de desconto de receita que seria aplicada caso as 4
concessionárias tivessem 2% de desconto, ou seja dentro da média hoje de desconto, considerando-se o ciclo
2014-2015.
Tabela 5 - Comparação dos tempos de indisponibilidade por FT antes e depois da publicação da Resolução
no 270, de 2007
Aplicando desconto de 2% para as 4 concessionárias que tiveram maior percentual
de desconto
FURNAS 2,00%
CHESF 2,00%
Eletronorte 2,00%
CTEEP 1,72%
CEMIG-GT 1,49%
Eletrosul 0,80%
CEEE-GT 1,47%
COPEL-GT 0,75%
CELG-GT 2,00%
Média com as 9
1,58%
concessionárias
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
17. Assim, a média de desconto do ciclo 2014-2015 de 1,96% seria reduzida para 1,58%, caso
houvesse a melhoria da eficiência das empresas listadas na Tabela 2. Não há, portanto, que se falar de descontos
elevados, mas sim da necessidade de melhoria operacional de algumas empresas.
18. As principais contribuições encaminhadas na Audiência Pública serão apresentadas a seguir.
Isenção de aplicação de Parcela Variável por Indisponibilidade – PVI para manutenção preventiva
cadastrada no sistema de acompanhamento de manutenções
19. Por meio da Resolução Normativa no 669, de 2015, foram estabelecidos os requisitos mínimos de
manutenção e o monitoramento da manutenção de instalações de transmissão de Rede Básica.
20. Os estudos estatísticos realizados pela SFE para fundamentar a proposta encaminhada para a SRT
consideraram dados de desligamentos de 2008 a 2013. Ao manter os mesmos critérios adotados pela SFE, a SRT
solicitou ao ONS a atualização da base de dados de forma a incorporar de 2014 a 2015.

21. As análises realizadas pela SRT mantiveram as conclusões da SFE de que 80% de todas as
intervenções também ficaram em torno de 20 horas, assim como ocorreu na efetuada pela SFE em 2014.
22. Ao se julgar que o período contínuo foi proposto em função de considerar o período noturno e que a
Resolução Normativa no 669, de 2015, estabelece que podem acontecer intervenções decorrentes, ou seja, a
intervenção programada não seria necessariamente realizada de uma única vez, foram aprimorados os tempos de
isenção relacionados às manutenções estabelecidas na Resolução Normativa no 669, de 2015.
23. Assim, com base nos períodos historicamente necessários à realização das manutenções (20082015) e no incentivo regulatório concedido para a realização de manutenções constantes nos requisitos mínimos de
manutenções previstos na Resolução Normativa no 669, de 2015, propõe-se a isenção de desconto para o período
de até 20 horas por intervenção e aplicar a PVI utilizando o fator multiplicador Kp = 1 para o período de 20 até 30
horas.
24. A proposta de isenção de PVI nos tempos constantes na minuta de regulamento visa incentivar o
aumento da realização de manutenções preventivas pelas concessionárias de transmissão, de forma a reduzir a
ocorrência de desligamentos intempestivos no sistema de transmissão, enquanto o Kp=1 para as 10 hs que
excedem as 20 hs (Kp=0) consiste em incentivo, para que as empresas continuem aprimorando as técnicas de
manutenção objetivando reduzir as indisponibilidades de serviço.
25. Ressalta-se que os tempos propostos relacionados às isenções de aplicação de PVI acarretarão
redução nos percentuais de desconto em relação à RAP. O Gráfico 3 mostra o impacto previsto das isenções
propostas em relação aos requisitos mínimos de manutenção no percentual de desconto aplicado.
26. Ao se considerar que, para o ciclo 2016-2017, há a previsão de RAP para todas as concessionárias
em torno de R$ 13,5 bilhões e que o percentual de desconto que deixaria de ser aplicado seria em torno de 0,5%,
aproximadamente R$ 67 milhões por ano seria o valor que deixaria de ser revertido para os usuários do sistema de
transmissão.
27. Destaca-se que a ação regulatória conjunta dos requisitos mínimos de manutenção, prevista na
Resolução Normativa no 669, de 2015, e as isenções propostas no aprimoramento da revisão da Resolução

Normativa no 270, de 2007, consistem em incentivo regulatório consistente, no sentido de estimular a boa
engenharia de manutenção e operação das instalações de transmissão de energia elétrica.
Parcela Variável/RAP das 9 concessões prorrogadas

FURNAS CHESF Eletronorte CTEEP CEMIG-GT
Eletrosul CEEE-GT COPEL-GT CELG-GT
12,5%
12,0%
11,5%
11,0%
10,5%
10,0%
RAP
9,5% Limite contratual
à 9,0%
relação 8,5%
8,0%
7,5%
em
7,0%
desconto 6,5%
Previsão de Impacto das isenções
6,0%
de manutenção (~25%)
5,5%
5,0%
de
4,5%
Percentual
4,0%
3,5%
3,0%
2,5%
2,0%
1,5%
1,0%
0,5%
0,0%
2009-2010 2010-2011 2011-2012 2012-2013 2013-2014 2014-2015
Ciclo
Gráfico 3 - Percentual de desconto aplicado e previsto em relação à RAP para concessões prorrogadas
considerando as isenções relacionadas à Resolução Normativa no 669, de 2015
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
Aplicação de Parcela Variável por Restrição Operativa Temporária – PVRO ou PVI associada a risco ou
ocorrência de queimada ou de incêndio florestal

28. Houve contribuições na Audiência Pública no sentido de questionar a aplicação de parcela variável
associada a risco de desligamento. Frisa-se que a aplicação da PVI ou PVRO decorre da indisponibilidade ou da
restrição operativa em função também de eventual risco que possa existir para a operação segura da linha de
transmissão, ou de qualquer outro ativo sob responsabilidade das concessionárias. Acrescenta-se que a questão do
risco compõe a gestão das concessionárias.
29. Após analisar as contribuições, o texto foi aprimorado, de forma a esclarecer que, quando se tratar
de queimada ou incêndio florestal, a aplicação de PVI ou PVRO está vinculada à responsabilidade objetiva da
concessionária pela manutenção da faixa de servidão.
30. Outro ponto de aprimoramento realizado na Audiência Pública se refere à atribuição do ONS de
identificar áreas com risco de queimada ou incêndio florestal. Entendeu-se não ser tal atribuição do ONS, uma vez
que o conhecimento das características da linha, dentre elas os biomas associados, as diretrizes das ações de
manutenção das concessionárias, o relacionamento das concessionárias com as comunidades, são informações de
conhecimento e gestão das transmissoras.
Aplicação de desconto em função de indisponibilidade de equipamento reserva
31. Foi aprimorado, como resultado da Audiência Pública, explicitar que o desconto pela
indisponibilidade de equipamento reserva deve ser aplicado no caso de o equipamento ser remunerado, ou seja,
não há aplicação de desconto na utilização de equipamento reserva adquirido com recursos financeiros próprios da
concessionária, em função de sua estratégia de gestão. Ressalta-se que não deverá ser aplicado desconto quando
algum equipamento reserva não remunerado substituir algum outro para manter FT em operação.
32. Também foi explicitado no Regulamento que, na situação de uma fase reserva remunerada
substituir alguma fase que ficou indisponível, seja por motivo programado seja não, será descontada a parcela da
RAP do equipamento substituído por equipamento reserva remunerado durante o período em que não estiver sendo
utilizado para manter em operação uma FT, devendo, nesse caso, não ser aplicado desconto simultâneo na receita
do equipamento reserva remunerado.
33. Sobre esse tema, também foi incluída a obrigação de, em até 30 dias, as concessionárias
informarem a disponibilidade dos equipamentos reserva para o ONS, pois, considerando que não havia a adequada

sinalização para a notificação da disponibilidade ao ONS, poderia haver situações em que os equipamentos foram
utilizados, mas, pelo fato de não haver registros dessa utilização, os descontos retroagiriam à data do Termo de
Liberação dos equipamentos, podendo acarretar descontos desarrazoados da receita.
Aplicação da Parcela Variável por Atraso na Entrada em Operação – PVA
34. A alteração proposta na revisão da Resolução no 270, de 2007, objetiva elucidar que, uma vez que
o Regulamento vincula o recebimento da receita à prestação do serviço (disponibilidade), o desconto por Atraso na
Entrada em Operação deve ser aplicado a partir do primeiro mês seguinte ao da entrada em operação comercial da
instalação, em conformidade com o Despacho no 1.397, de 6 de maio de 2014, que indefere os pedidos de
concessão de medida cautelar interpostos por concessionárias de transmissão para suspender o desconto no
pagamento base, previsto nessa Resolução.
35. Após o período de contribuições da Audiência Pública, foram identificados alguns pontos de
aprimoramento na aplicação da PVA. O primeiro deles se refere ao parcelamento do desconto. Como a proposta
encaminhada para a Audiência Pública foi de parcelar o desconto em 6 meses após a entrada em operação
comercial, tal parcelamento resultaria no pagamento de receita para a concessionária de 75% durante o período.
Ressalta-se que o pagamento de 75% do PB acontece, quando o cálculo da PVA resulta no seu máximo valor, ou
seja, 12,5% da RAP da concessão.
36. Dessa forma, procurou-se identificar parcelamento que considerasse o cálculo da parcela de receita
associada à remuneração do acionista, de forma a não comprometer os compromissos contratuais relacionados ao
serviço público. Assim, foi proposto o parcelamento da PVA, para ocorrer em 18 meses, o que permite que a
concessionária receba 91,6% do PB durante o período, reduzindo o desconto na fase inicial da entrada em
operação comercial. O pagamento de 91,6% do PB aconteceria, quando o cálculo da PVA resultasse no seu
máximo valor, ou seja, 12,5% da RAP da concessão.
37. Outro ponto aprimorado após a Audiência Pública foi o tempo em que a PVA atinge o limite.
Entendeu-se razoável alterar o tempo de 45 para 90 dias. Além dessa alteração, propõe-se que o cálculo da PVA
seja realizado considerando o valor por dia de atraso nos primeiros 60 dias de 25% do valor "pro rata-dia" do PB da
FT e entre o 61º dia e o 90º dia correspondendo ao valor "pro rata-dia" do PB da FT.

38. Dessa forma, os aprimoramentos propostos na aplicação da PVA deixam mais razoável o critério da
PVA, sem que atrapalhem o incentivo regulatório que existe em relação ao cumprimento ao prazo estabelecido tanto
nos contratos de concessão (obras licitadas) como nas resoluções autorizativas (reforços).
Alteração de fator multiplicador para Desligamento Programado de uma FT que for superior ao período
inicialmente programado ou reprogramado (Atraso de Desligamento Programado)
39. Após o período de contribuições na Audiência Pública, foi necessário solicitar novos dados ao ONS
em relação aos atrasos na conclusão dos desligamentos programados.
40. As estatísticas apresentadas pelo ONS quanto aos atrasos de desligamentos programados
indicaram a ocorrência de atrasos em 25% dos desligamentos programados. Dessa forma, concluiu-se que o critério
de se aplicar fator de 1,5 no desligamento programado que consta da Resolução no 270, de 2007, não é suficiente
para inibir os atrasos de desligamentos programados.
41. A Tabela 6 apresenta o percentual dos atrasos de desligamentos programados de 2008 a 2016:
Tabela 6 - Percentual de atraso de desligamento programado de 2008
a 2016
Ano Percentual de atraso
2008 24,45%
2009 23,94%
2010 24,62%
2011 25,42%
2012 22,21%
2013 22,89%
2014 25,65%
2015 24,98%
2016 21,43%
TOTAL 24,20%
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
42. Para se identificar os tempos ocorridos referentes ao atraso dos desligamentos programados, a
Tabela 7 mostra a distribuição percentual dos atrasos dos desligamentos programados para o intervalo de 10 em 10
minutos:

Tabela 7 - Percentual de atraso dos desligamentos programados para
o intervalo de 10 em 10 minutos
Tempo de atraso (minutos) Percentual de atraso
0 10 21,00%
10 20 13,92%
20 30 10,72%
30 40 7,78%
40 50 8,99%
50 60 4,67%
60 70 4,75%
70 80 2,77%
80 90 2,85%
90 100 1,82%
100 110 1,99%
110 120 1,90%
120 130 1,30%
SOMA 84,44%
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
43. Pela Tabela 7, nota-se que 45,64% dos atrasos ocorreram dentro de até 30 minutos. Assim,
identificou-se razoável a necessidade de aprimorar o incentivo, para reduzir o tempo de atraso de desligamento
programado, de forma que foi ajustado na minuta de resolução o fator multiplicador dentro de até 30 minutos de
atraso, ou seja, foi alterado de 50 para o fator multiplicador de 1,5 em relação ao fator Kp da FT (mantido o fator
vigente). A partir de 30 minutos, deverá ser multiplicado o fator 5 em relação ao Kp.
44. Busca-se, com o aprimoramento proposto, sinalizar para as concessionárias de transmissão a
importância de incentivar a disponibilidade da FT dentro do prazo solicitado para o desligamento programado, uma
vez que o ONS opera o sistema considerando o período estabelecido para o desligamento programado, mantendose, no primeiro momento, a regra vigente para atrasos de até 30 min, para que haja período de adaptação das
empresas e, após os 30 min, majora-se com a elevação do fator multiplicador.
Aplicação do período de carência (isenção de desconto no período de 6 meses a contar da data de entrada
em operação comercial)
45. Ao se considerar que na regra vigente e na proposta encaminhada para a Audiência Pública foi
relacionado o período de carência a uma nova FT, após análise das contribuições, constatou-se que podem existir
casos de entrada em operação comercial de equipamento em FT existente. Assim, foi aprimorado o critério da
carência, para incluir casos de instalação de novos equipamentos principais em FT existente.

46. Outro ponto aprimorado em relação ao período de carência se refere a casos de seccionamento de
linha de transmissão. Para eles, é razoável que seja proposta a isenção de 6 meses de desconto para
seccionamento de FT – Linha de Transmissão, desde que os desligamentos e as restrições operativas tenham se
originado dos novos equipamentos implantados.
Prazos relacionados à recomposição de linhas de transmissão após evento classificado como caso fortuito
ou de força maior
47. Após a Audiência Pública, foram solicitadas ao ONS atualizações dos dados relacionados à
utilização das horas de isenção, para recompor linhas de transmissão, tanto para circuito simples como para duplo,
proveniente de evento classificado como caso fortuito ou força maior.
48. Em função de, na Audiência Pública 27/2014, constar que a isenção está relacionada à ocorrência
de queda de estrutura ou de cabo ao solo, foram aprimorados critérios atinentes à recomposição de estruturas e
cabos. Ao se julgar que, após evento classificado como caso fortuito ou força maior, podem ocorrer casos de
estrutura ou de cabos fase que não caem ao solo, o texto foi ajustado para esclarecer que as horas de isenção se
aplicam, além de queda de estrutura e cabos ao solo, também para danos em estruturas e desprendimento de cabo.
O texto também foi aprimorado, para incorporar também o cabo para-raios nas horas de isenção para fase.
49. Por se considerarem as motivações trazidas no período de contribuições, entende-se razoável
ampliar o tempo de isenção, por razões intrínsecas às dificuldades dos trabalhos de recuperação de circuitos, como
também de incorporar os períodos noturnos na concessão das franquias, dando a liberdade de gestão dos riscos da
atividade às concessionárias. Assim, entendeu-se incluir o período noturno nas horas estabelecidas, para incentivar
a recomposição de linhas de transmissão, ou seja, foram propostas 40 horas para o reparo de cada estrutura
afetada de circuito simples e 50 para o reparo de cada estrutura afetada de circuito duplo.
Suspensão de receita após superados os limites de desconto da parcela variável e decorridos 30 dias
consecutivos
50. Após as contribuições, foram analisados os casos de aplicação do critério que ocorrerem desde
2007. Segundo contribuições da área de fiscalização, a receita de todas as FT que permaneceram indisponíveis no
mínimo 30 dias após terem atingidos os limites de parcela variável foram suspensas, uma vez que, segundo a
Fiscalização, 100% dos casos se referiram a questões relacionadas à gestão das concessionárias, ou seja, nenhum
caso foi classificado como fortuito ou força maior.

51. Em função do histórico dos casos analisados, foi aprimorado o critério de eventual suspensão de
receita, de forma a deixar sob responsabilidade do ONS apurar evento que se enquadre no critério. Assim, o ONS
deve apurar o evento e realizar a suspensão do PB da FT considerando o período de indisponibilidade ou restrição
operativa após atingido um dos limites referidos. A suspensão de receita pelo ONS não deverá ser aplicada, quando
o desligamento advier de evento classificado como caso fortuito ou força maior.
52. Ressalta-se que permanece o objetivo de constar na Norma a suspensão de receita de determinada
FT, para que possa existir sinal econômico para que a concessionária realize a melhor gestão dos ativos, tanto do
ponto de vista de manutenção, para que se evite que FT atinja o limite da parcela variável e permanecer
indisponível por no mínimo 30 dias consecutivos, como para a aceleração do retorno da FT à condição de disponível
depois de ficar o período indisponível.
53. O Gráfico 4 mostra a evolução de quantidade e tempo de indisponibilidade de FT que ficaram mais
de 40 dias indisponíveis consecutivamente. Pelo Gráfico, observa-se que a regulação por incentivos buscada pelo
Regulamento se mostra eficiente, pois melhorou expressivamente a disponibilidade das instalações de transmissão,
uma vez que os tempos médios de indisponibilidade foram de 181 dias para 76.
Suspensão de receita - FT com mais de 40 dias indisponíveis de
forma consecutiva
400,00 40
indisponíveis 350,00 354,85 35
34
300,00 30
27
250,00 25
23
22
horas 200,00 20 20
181,45
177,33
150,00 16 15
136,10
de 128,18
116,07 12 12
Média 100,00 10
7
75,70 7 76,55

50,00 73,44 67,34 5
- 0
2005-20062006-20072007-20082008-20092009-20102010-20112011-20122012-20132013-20142014-2015
Ciclo
Média de horas de indisponibilidade Número de FT
Gráfico 4 - Evolução de quantidade e tempo de indisponibilidade de FT que ficaram mais de 40 dias
indisponíveis consecutivamente
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.

Isenção de desligamentos em função de solicitações da ANEEL
54. O objetivo dessa proposta consiste em prever na Norma da possibilidade de isenções oriundas de
desligamentos solicitados pela ANEEL considerados necessários para investigar defeitos ou falhas em
equipamentos com repercussão sistêmica, de grande abrangência e em diversas instalações.
55. Frisa-se que não se pretende realizar gestão compartilhada das obrigações relacionadas a
investigação de falhas e defeitos próprios dos equipamentos das concessionárias, uma vez que essa
responsabilidade continua sendo das concessionárias, mas sim o emprego desse instrumento apenas para os casos
que possibilitem mitigar defeitos e falhas.
Principais contribuições não aceitas
56. Destaca-se a seguir as principais contribuições não aceitas. As demais constam do relatório de
análise de contribuições anexo à Nota Técnica no 26/2016-SRT/ANEEL.
Além das isenções relacionadas à Resolução no 669, de 2015, estabelecimento de fator Kp = 1 para os
demais Desligamentos Programados
57. A proposta sugerida foi discutida e analisada avaliando os impactos nas indisponibilidades das
instalações na Rede Básica. A parcela variável, em decorrência de manutenções preventivas (Kp=10) acarretou,
historicamente, a média de 34% dos descontos totais de PV (Desligamentos programados, Outros Desligamentos) e
descontos de equipamento reserva.
58. Outro ponto de destaque é que a ANEEL já concedeu estímulo à realização de manutenções
programadas, dentro de uma análise estatística que demonstrou a necessidade de desligamentos para
manutenções essenciais das instalações, concedendo isenção (franquia) de PV, relacionada à Resolução no 669, de
2015. Aplicar fator Kp igual a 1, juntamente com as franquias propostas na Resolução no 669, de 2015, elevaria as
indisponibilidades do serviço.

59. Alterar o Kp de 10 para 1 incentivaria tanto a redução dos descontos decorrentes das
indisponibilidades, quanto o aumento das indisponibilidades das instalações. É importante que o fator Kp seja maior
do que 1, para que a concessionária seja incentivada a reduzir o tempo de indisponibilidade.
PVI por utilização do Disjuntor de Transferência e por Conveniência Operativa
60. A avaliação não deve julgar apenas os custos do disjuntor de transferência, mas sim os de todo o
módulo do disjuntor de transferência (disjuntor, chaves, etc.) que, para 230 kV e 500 kV, custam 30% e 40% da
receita do Módulo Geral, além de questões intrínsecas à confiabilidade de operação da subestação.
61. Portanto, utilizar o valor de 50% do PB se aproxima em muito dos custos da função
indisponibilizada, sem contar os intangíveis associados à redução da confiabilidade da instalação, razão pela qual
se entende adequada a sinalização econômica.
Isenção de parcela variável para FT desenergizada por solicitação de Agentes de Geração, Distribuição,
Consumidores Livres e Terceiros
62. Os demais agentes não possuem o mesmo sinal econômico das transmissoras, o que poderia
distorcer os tempos solicitados para as intervenções. A ANEEL teria dificuldade para reavaliar os parâmetros
estabelecidos para os segmentos de geração e distribuição, uma vez que empresas com ativos em mais de um
segmento poderiam utilizar esses parâmetros com outro objetivo que não os destinados a manutenções para
geradoras e distribuidoras.
III. D I R E I T O
63. A legalidade do assunto encontra amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares:
a) Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
b) Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013;
c) Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;
d) Resolução Normativa no 270, de 26 de junho de 2007;

IV. D I S P O S I T I V O
64. Com apoio nessa fundamentação e no disposto no Processo no 48500.005637/2002-31, voto pela
emissão de Resolução Normativa, minuta anexa, com 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, conforme Resolução
Normativa no 442, de 26 de julho de 2011, e dá outras providências.
Brasília, 28 de junho de 2016.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor