DSP - DESPACHO 3429/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Conhece e, no mérito, nega provimento ao recurso administrativo interposto pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, em face ao Auto de Infração SFE/ANEEL 007 de 2021, que aplicou penalidade de multa após fiscalização referente a perturbação ocorrida no dia 3 de novembro de 2020, no estado do Amapá, e mantém o valor da multa aplicada, conforme publicado no Despacho SFE/ANEEL 2.768, de 8 de setembro de 2021.
Assunto: Juízo de mérito
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-12-05
Autor: ANEEL

45ª Reunião Pública Ordinária
29/11/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.005956/2020-45.
INTERESSADO: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE).
ASSUNTO: Recurso Administrativo interposto pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em face
ao Auto de Infração nº 7/2021, lavrado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade
(SFE), que aplicou penalidade de multa após fiscalização de responsabilidades do Recorrente na
perturbação do dia 3 de novembro de 2020, às 20h48, no estado do Amapá.
I – RELATÓRIO
1. Em 22 de dezembro de 2020, a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de
Eletricidade (SFE) lavrou o Termo de Notificação (TN) nº 0023/2020-SFE1, acompanhado do Relatório de
Fiscalização RF-0024/2020-SFE, contendo quatro Não Conformidades (NCs) e três recomendações ao
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), referentes à perturbação ocorrida no estado do Amapá em
3 de novembro de 2020.
2. Em 21 de janeiro de 2021, de forma tempestiva2, o ONS se manifestou3 em relação ao TN
nº 0023/2020-SFE.
3. Em 6 de maio de 2021, após análise da manifestação do ONS em face do TN nº 0023/2020SFE, a SFE lavrou o Auto de Infração (AI) nº 0007/2021-SFE4 com a aplicação de multa no valor de R$
5.753.387,95, que corresponde ao percentual de 0,8850% aplicado sobre o orçamento anual do ONS para
1
Sicnet nº 48534.004392/2020-00.
2 O TN nº 0023/2020-SFE estabeleceu o prazo de 15 dias para manifestação do ONS. Contudo, em razão da complexidade do
tema, o ONS solicitou e a SFE anuiu (Ofício nº 577/2020-SFE/ANEEL), a ampliação do prazo de manifestação até 21 de janeiro
de 2021.
3 Sicnet nº 48513.001452/2021-00.
4 Sicnet nº 48534.001639/2021-00.
1 de 22

o ano de 2020, no valor de R$ 650.100.333,33.
4. Em 17 de maio de 2021, de forma tempestiva5, o ONS interpôs Recurso Administrativo6 em
face do AI nº 0007/2021-SFE.
5. Em 6 de setembro de 2021, na análise7 do Recurso Administrativo do ONS, a SFE reduziu8
a multa para o valor de R$ 5.701.920,03, que correspondente ao percentual de 0,8625% aplicado sobre o
orçamento anual de 2021 do ONS no valor de R$ 661.092.176,85.
6. Em 20 de setembro de 2021, na 37ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi
distribuído à minha relatoria.
7. Em 17 de fevereiro e em 24 de novembro de 2022, recebi o ONS em reunião virtual.
II – FUNDAMENTAÇÃO
8. Trata-se da análise do Recurso Administrativo interposto pelo ONS em face do AI nº
0007/2021-SFE que aplicou a multa de R$ 5.701.920,03, em sede de reconsideração pela SFE, por conta
da perturbação ocorrida no estado do Amapá em 3 de novembro de 2020.
II.1 Contextualização
9. Dado a importância e complexidade desse processo, antes de entrar na análise de mérito
do Recurso Administrativo do ONS, entendo necessário realizar uma breve contextualização.
10. O atendimento do estado do Amapá pelo Sistema Interligado Nacional (SIN) ocorre por
meio da Subestação (SE) Macapá, conforme apresentado na Figura 1. Essa subestação possui três
5
Prazo para recolhimento da multa ou interposição de recurso administrativo é de dez dias a contar do dia seguinte do
recebimento do Auto de Infração.
6
Sicnet nº 48513.013033/2021-00.
7 Sicnet nº 48534.003146/2021-00.
8 Despacho nº 2.768, de 8 de setembro de 2021, publicado no Diário Oficial da União em 13.09.2021, seção 1, p. 73, v. 159, n.
173.
2 de 22

transformadores de 150 MVA cada.
Figura 1. Configuração do atendimento do Amapá pelo SIN.
11. Em 30 de dezembro de 2019, o Transformador 2 (TR2) ficou indisponível para manutenção.
A responsável pela SE Macapá, a Linhas de Macapá Transmissora de Energia S.A. (LMTE), postergou por
diversas vezes o retorno do TR2, com seis reprogramações, sendo a última previsão de retorno para o dia
4 de novembro de 2020, que não aconteceu.
12. Entretanto, em 3 de novembro de 2020, às 20h48, com o TR2 ainda fora de operação,
ocorreu o desligamento automático do TR1, devido à um curto-circuito interno, que resultou no incêndio
do TR1. Na sequência, ocorreu o desligamento automático do TR3 por sobrecarga. Na tentativa de
reenergização do TR3, às 22h55, ocorreu um defeito em sua bucha causando também sua
indisponibilidade.
13. Do momento desta ocorrência até 7 de novembro de 2020 o estado do Amapá ficou sem
atendimento de energia elétrica pelo SIN, tendo nesta data o TR3 voltado à operação atendendo em torno
de 60 a 70% do consumo do Amapá. Somente em 24 de novembro de 2020, com a transferência do
transformador de Laranjal do Jari para a SE Macapá, o consumo do Amapá voltou a ter atendimento pleno
pelo SIN. A linha do tempo da Figura 2 mostra as principais ocorrências na SE Macapá no período.
3 de 22

28/01/20 31/05/20 04/11/20 24/11/20
30/12/19 2ª previsão de 4ª previsão de
6ª previsão de Atendimento de

| Saída do TR2 | retorno do TR2 | retorno do TR2 | retorno do TR2 | 100% da carga |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 20/01/20 | 31/03/20 | 04/09/20 | 03/11/20 | 07/11/20 |
| 1ª previsão de | 3ª previsão de | 5ª previsão de | Saída do TR1 e | Retorno de 60 a |
| retorno do TR2 | retorno do TR2 | retorno do TR2 | TR3 | 70% do TR3 |

Figura 2. Linha do tempo das ocorrências na SE Macapá.
14. A ANEEL abriu dois processos administrativos para apuração de responsabilidades. O
primeiro resultou na aplicação de multa à LMTE de R$ 3.671.745,759. O segundo resultou no AI nº
0007/2021-SFE, com multa de R$ 5.701.920,03 ao ONS, que ora avalio o Recurso Administrativo.
II.2 AI nº 0007/2021-SFE
15. No AI nº 0007/2021-SFE foram apontadas quatro NCs que o ONS contesta no Recurso
Administrativo.
II.2.1 NCs 1, 2 e 3
16. As NCs 1, 2 e 3 tratam de descumprimento de dispositivos dos Procedimentos de Rede com
horizonte temporal de programação e planejamento da operação distinto. Por estarem fortemente
vinculadas, tratarei essas NCs de forma conjunta neste voto. A Tabela 1 descreve a síntese de cada uma
das três NCs, o horizonte da operação à que ela está vinculada e os itens dos Procedimentos de Rede
descumpridos pelo ONS na avaliação da SFE. Importante ressaltar que a versão dos submódulos dos
Procedimentos de Rede utilizada pela SFE na fiscalização foi a vigente10 na data da ocorrência na SE
Macapá.
9 Processo 48500.005799/2020-78, Despacho nº 3.412, de 26 de outubro de 2021.
10 Submódulos 6.3 e 6.4, versão 2020.3, aprovados pela REN nº 873/2020; Submódulo 8.1, versão 2020.7, aprovado pelo
Despacho SRG/ANEEL nº 2.030/2020 e Submódulo 23.3, versão 2018.08, aprovado pela REN nº 825/2018.
4 de 22

Tabela 1. Descrição das NCs 1, 2 e 3.
Horizonte
N
Descrição da Itens descumpridos
C
operação
ONS não promoveu as devidas Submódulo 8.1 dos Procedimentos de

análises das condições de Rede:
atendimento das cargas de Item 5.1.g: Responsabilidades do ONS:
energia e demanda do estado do "analisar as condições de atendimento das

Amapá, frente à indisponibilidade cargas de energia e demanda,
prevista inicialmente por 21 dias estabelecendo as providências operativas

do transformador TR2 necessárias à confiabilidade e
230/69/13,8 kV – 150 MVA da SE Programaç continuidade do atendimento."
1
Macapá e dessa forma não ão diária
estabeleceu as providências
operativas necessárias à
confiabilidade e continuidade do
atendimento às cargas, o que
resultou no agravamento das
consequências da perturbação do
dia 03 de novembro de 2020.

ONS não realizou estudos Submódulo 6.4 dos Procedimentos de
elétricos e análises da rede de Rede:

simulação do Amapá, não Item 2.2.b: Objetivo: "compatibilizar as
estabeleceu Instrução de restrições elétricas, cuja finalidade é a
Operação no sentido de subsidiar segurança operativa e o atendimento à
a operação em tempo real em carga, com as políticas energéticas que
face do citado elevado risco de visam ao menor custo da operação;"
confiabilidade, não encaminhou à Item 2.2.c: Objetivo: "atualizar e/ou
Diretrizes

ANEEL e ao MME as conclusões e estabelecer instruções de operação
para
recomendações dos estudos e utilizadas pelo ONS para o cumprimento de
Operação
2 não propôs ações junto a estes suas atribuições de coordenação e
Elétrica
órgãos e aos agentes de operação operação do SIN;"
Horizonte

para garantir a segurança Item 2.2.e: Objetivo: "subsidiar a operação
Mensal
operativa do SIN. em tempo real."
Item 5.j: Responsabilidade do ONS:
"encaminhar ao MME e a ANEEL as
conclusões e recomendações dos estudos
para garantir que o atendimento da
operação elétrica do SIN ocorra com
segurança."
Item 5.k: Responsabilidade do ONS:
5 de 22

"propor e desenvolver ações junto ao MME
e a ANEEL e agentes de operação para
garantir a segurança operativa do SIN e a
otimização dos custos de operação."

ONS não realizou estudos Submódulo 6.3 dos Procedimentos de
elétricos e análises da rede de Rede:

simulação do Amapá, não Item 2.2.b: Objetivo: "compatibilizar as
estabeleceu Instrução de restrições elétricas, cuja finalidade é a
Operação no sentido de subsidiar segurança operativa e o atendimento à
a operação em tempo real em carga, com as políticas energéticas que
face do citado elevado risco de visam ao menor custo da operação;"
confiabilidade, além de não Item 2.2.c: Objetivo: "subsidiar a

subsidiar os processos de elaboração das instruções de operação
planejamento da operação utilizadas pelo ONS para o cumprimento de
Diretrizes
elétrica de médio prazo, não suas atribuições de coordenação e
para
encaminhou à ANEEL e ao MME operação do SIN;"
Operação
as conclusões e recomendações Item 2.2.d: Objetivo: "subsidiar os
3 Elétrica
dos estudos e não propôs ações processos de planejamento da operação
Horizonte
junto a estes órgãos e aos agentes elétrica de médio prazo."
Quadrimes
de operação para garantir a Item 5.j: Responsabilidade do ONS:
tral
segurança operativa do SIN no "encaminhar ao– MME e a ANEEL as
referido horizonte. conclusões e recomendações dos estudos
para garantir que o atendimento da
operação elétrica do SIN ocorra com
segurança."
Item 5.j: Responsabilidade do ONS:
"propor e desenvolver ações junto ao MME
e a ANEEL e agentes de operação para
garantir a segurança operativa do SIN e a
otimização dos custos de operação."
17. Conforme apresentado na Tabela 1, a vinculação das três NCs está no fato de todas se
referirem à programação da operação, com seus diferentes horizontes: diário, mensal e quadrimestral.
Por isso faço a análise das argumentações do ONS em seu Recurso Administrativo para essas NCs de forma
conjunta.
18. A SFE fundamenta nas três NCs que, após saída de operação do TR2, ciente do risco de
desabastecimento no Amapá a partir de indisponibilidades nos TR1 e TR3 remanescentes, o ONS deveria
na Programação Diária da Operação (PDO) iniciar as análises para mitigação deste risco. A SFE esperava
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do ONS propostas para mitigar o risco decorrente da perda de confiabilidade a que o sistema ficou exposto
pela ausência do TR2. Essas propostas deveriam subsidiar a operação em tempo real as ações operativas
a partir dessa indisponibilidade, pois havia previsão de ultrapassagem do carregamento nominal do único
transformador remanescente na hipótese de desligamento de quaisquer dos dois transformadores. Na
análise da SFE, o ONS deveria ter solicitado a instalação de um Sistema Especial de Proteção (SEP) e
realizado um esquema de ilhamento de cargas.
19. Nas diretrizes para a operação mensal, a SFE mostra que não foi realizado pelo ONS estudos
e análises da Rede de Simulação, necessários à avaliação do desempenho do sistema que supre o Estado
do Amapá, compatibilizando as restrições elétricas existentes, em face da indisponibilidade do
transformador TR2 da SE Macapá. A indisponibilidade do TR2 sequer constou dos relatórios de Diretrizes
para a Operação Elétrica com Horizonte Mensal, relativos aos meses de fevereiro, março, abril, maio e
junho de 2020. A SFE apurou que estava cadastrada no Sistema de Gestão de Intervenção (SGI) do ONS a
informação da indisponibilidade do TR2 no horizonte dos relatórios mensais dos meses de maio, julho,
agosto, setembro e novembro de 2020. Reforça a SFE que a ocorrência do dia 3 de novembro, quando a
perda do TR1 originou sobrecarga (na ordem de 1,9 pu) no transformador TR3, poderia ter sido evitada
com a implantação de um SEP.
20. Por fim, a SFE verificou também que a indisponibilidade do transformador TR2 da SE
Macapá sequer constou dos relatórios de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte
Quadrimestral.
21. Em seu Recurso Administrativo o ONS contesta cada uma das argumentações e análises
empreendidas pela SFE no AI nº 0007/2021-SFE para essas três NCs.
22. Em relação à programação diária, informa o ONS que ela visa verificar se o sistema será
atendido com os recursos que serão colocados à disposição no dia seguinte, não fazendo parte de seu
escopo analisar todas as possibilidades de contingência. Além disso, conforme apresentado na Figura 2
deste voto, a previsão inicial de retorno da manutenção do TR2 era de 21 dias e o ONS afirma que teria
outra ação se tivesse a informação que o TR2 ficaria indisponível por tanto tempo. Ainda assim, esclarece
que não foi verificado, durante a fase de validação elétrica na programação diária, violação dos critérios
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de atendimento, não havendo superação da capacidade nominal da transformação existente de Macapá
230/69KV. Observa o ONS que houve falha seguida de indisponibilidade de dois transformadores.
23. Fundamenta o ONS que somente em períodos de maior demanda, após agosto de 2020, e
em algumas horas dos dias úteis, poderia haver desligamento do transformador remanescente por
sobrecarga em caso de perda de um dos dois transformadores em operação. Segundo o ONS, as análises
realizadas na oportunidade não indicavam a necessidade de qualquer medida operativa adicional às
usuais, como a elevação da geração da Usina Hidrelétrica (UHE) Coaracy Nunes e gestão da demanda.
24. Desta forma, aponta o ONS que na eventual perda de um outro transformador, além do
TR2 que estava inoperante, não haveria sobrecarga além do limite suportável no transformador
remanescente e inexistia indicação de necessidade de implantação de SEP para alívio de carregamento
desse transformador remanescente. Acrescenta o ONS que o curto espaço de tempo originalmente
previsto para o retorno do TR2 não justificaria a implantação de SEP naquela oportunidade.
25. Informa também que o SEP implantado depois do evento do dia 3 de novembro de 2020
foi em outra conjuntura, com transformadores de potências diferentes operando em paralelo à SE
Macapá, e com a constatação de que essa configuração provisória perduraria por um maior espaço de
tempo.
26. Nas Diretrizes para a Operação Mensal e Quadrimestral, referente às NC2 e NC3, o ONS
afirma que a indisponibilidade do TR2 não constou nos relatórios devido às diversas postergações do
prazo de manutenção. O TR2 retornaria à operação em data prévia à da vigência dos estudos elétricos ou
sua informação de retorno não estava contemplada no horizonte observado quando da captura dos
dados.
27. Desta forma, na avaliação do ONS, não era necessária nenhuma medida, recomendação ou
apontamento específico acerca da indisponibilidade do TR2 em manutenção nesses horizontes de
programação. Segundo o ONS, ele observou estritamente os Procedimentos de Rede, tendo sido as
informações amplamente divulgadas no SINTEGRE, de acesso dos agentes, ANEEL e MME e no relatório
de triagem, bem como objeto de troca de e-mails com o Regulador.
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28. Na sua avaliação, nenhuma ação, com base nos critérios e Procedimentos de Rede vigentes
naquele momento, poderia ser adotada de forma a evitar ou minimizar o ocorrido.
29. Tecnicamente, mostra o ONS que a disponibilidade média de um transformador da Rede
Básica é da ordem de 99%, sendo que para TR de 230 kV é de 99,5%. Trazendo tal análise para a SE
Macapá, a indisponibilidade de dois TRs teria uma probabilidade de ocorrência de 0,5% x 0,5%, o que
corresponde a uma taxa de falha de 0.0025%/ano. Assim, na avaliação do ONS, tratou-se de situação
excepcional, não prevista e fora do critério de planejamento da operação.
30. Por fim, o ONS mostra, com base nos Relatórios de Análise de Falha (RAFs) e nos resultados
dos ensaios realizados pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), que a "... a causa raiz da falha
evidenciada da SE Macapá foi um vício oculto de fabricação/projeto das buchas de 69 kV (72,5 kV), que
permitiu que a umidade penetrasse através de microfraturas, não visíveis facilmente a olho nu, fato este
que desencadeou o curto-circuito no setor de 69 kV no evento do dia 03.11.2020 (TR-01 e TR-03)"
31. Apresentada a síntese da análise da SFE e das contestações do ONS, passo para minha
análise de mérito referente às NCs 1, 2 e 3.
32. Preliminarmente, creio que não é difícil de constatar que estamos em face de um caso
extremamente complexo. Para tentar diminuir a complexidade, entendo pertinente passar a primeira
mensagem deste voto e que exploro mais adiante em detalhes quando analiso a dosimetria da multa: o
ONS não provocou ou deu causa ao desligamento ocorrido no estado do Amapá.
33. Como exposto pelo próprio ONS em seu Recurso Administrativo, a causa foi o incêndio no
transformador, de responsabilidade da LMTE, cuja infração foi tratada em outro processo administrativo
pela ANEEL. Esse ponto está bem claro na passagem da exposição de Motivos do AI nº 0007/2021-SFE em
que a SFE, acertadamente, descreve que "... a conduta do ONS está associada a maior propagação dos
desligamentos em si, no dia 3 de novembro de 2020. Porém, não há relação com as falhas e
indisponibilidades dos transformadores da SE Macapá por vários dias, que provocaram um colapso no
fornecimento de energia elétrica ao estado do Amapá. As responsabilidades do Operador são de caráter
sistêmico e não envolvem proteção aos equipamentos das Transmissoras de modo a evitar falhas e
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indisponibilidades".
34. O que se discute neste processo de fiscalização que ora relato são as ações que eram
esperadas do ONS, com base nos Procedimentos de Rede e regulamentação vigente, para evitar ou
mitigar a propagação da ocorrência. E, neste ponto, em que pese as alegações apresentadas pelo ONS,
entendo que assiste razão a SFE na sua avaliação.
35. Por mais que eu compreenda que por diversas vezes a LMTE alterou o cronograma de
retorno do TR2, em nenhum momento o ONS inseriu em seus estudos, seja na programação diária da
operação, na programação elétrica mensal ou nas diretrizes elétricas quadrimestrais a ausência do TR2.
36. E, mesmo considerando as constantes alterações de cronogramas, a indisponibilidade do
TR2 constou em diversos documentos produzidos pelo ONS: SATRA, SAM, SGI, SÍNTESE GERENCIAL, SIPER
e foi ratificado nos relatórios Mensal de Triagem de Ocorrências - Outros instrumentos, inclusive, de
acesso da ANEEL.
37. Contudo, considerando a confiabilidade das instalações da rede de operação na SE Macapá
sem o TR2, com seus potenciais danos, tais como sobrecarga em equipamentos, e necessidade de cortes
de carga, pressupunha-se que o ONS faria uso desta informação para mitigar os potenciais danos de uma
falha elétrica nos transformadores remanescentes, evitando, ou ao menos minorando, a propagação do
distúrbio.
38. O ONS é responsável por zelar pela concepção e implantação de proteções de caráter
sistêmico e deveria ter adotado medidas preventivas visando a manutenção da segurança operativa do
atendimento elétrico diante de eventos que reduzam a confiabilidade das instalações.
39. A SFE indica, por exemplo, que a instalação de um SEP seria uma medida preventiva.
40. Já o ONS aponta que a instalação do SEP, caso fosse possível de ser instalado em tempo
hábil, apenas evitaria que o transformador saísse por sobrecorrente em um primeiro momento, pois seria
desligado em sequência pela queima da bucha, uma vez que, a causa da falha no TR3 foi um defeito oculto
decorrente de projeto/fabricação.
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41. Contudo, vejo pelo encadeamento dos acontecimentos que um SEP foi instalado em
poucos dias após a constatação da ocorrência. Mesmo que em outra conjuntura, como aponta o ONS em
seu Recurso, sua instalação era viável de ser realizada em tempo hábil caso tivesse sido recomendada
pelo ONS anteriormente.
42. A implementação de um SEP, com o objetivo de efetuar cortes seletivos de cargas,
controlaria o carregamento do transformador remanescente diante do desligamento de um deles (TR1
ou TR3) e assim evitaria seu desligamento por sobrecarga, não permitindo por exemplo, o que ocorreu
com o desligamento do TR3 por sobrecarga.
43. O ONS alega que com o defeito oculto na bucha o TR3 pararia de operar de toda maneira,
com ou sem o SEP. Entretanto, como o próprio nome se refere, o defeito era oculto, e, portanto, o ONS
não tinha conhecimento dele de forma antecedente. Assim, como medida preventiva, independente do
defeito da bucha, o ONS deveria ter conferido maior confiabilidade ao suprimento elétrico da região com
medidas operativas adicionais, como, por exemplo, a instalação do SEP apontado pela SFE.
44. Em outras palavras, o SEP deveria ser previsto independente ou não do defeito oculto na
bucha do transformador. O RAF descreve que a sobrecarga acima do permitido no TR3 pode ter
contribuído para a falha na bucha11, por ela ter sido exposta a uma condição de operação acima da sua
capacidade, o que poderia ter sido evitado, pelo menos naquele momento mais crítico para o sistema,
com a atuação do SEP.
45. O ONS aponta em vários momentos do seu Recurso Administrativo que atendeu os critérios
de confiabilidade N-1 previsto nos Procedimentos de Rede, o que significa que, na perda de um elemento
importante da rede, o sistema elétrico deveria continuar operando. Assim, no caso em análise, havendo
uma contingência simples, o sistema elétrico do Amapá deveria continuar operando. O consumo de
energia elétrica deveria continuar sendo atendido.
11
RAF-0006/2020, "... a fragilização na isolação interna da bucha, pelo acúmulo de umidade no material isolante, justifica a
ruptura do dielétrico da bucha provocando um "flash over" na fase B do lado de 69kV do transformador, o que ficou evidenciado
nas investigações realizadas em campo, podendo a sobrecarga que o equipamento foi exposto, também ter contribuído para o
momento da falha, levando a bucha a uma condição de operação acima da capacidade de emergência (1,4pu).
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46. Entretanto, após a saída do TR1, com o TR2 fora de operação, houve uma sobrecarga de
90% no TR3, quando o contratado é de 40%. Em outras palavras, o sistema não estava operando com o
critério de confiabilidade N-1. Mas, ainda que estivesse, o ONS deveria ter tratado a instalação como
estratégica, com um critério mais robusto de confiabilidade, conforme abordo na seção seguinte deste
voto que trata da NC4.
47. Desta forma, após analisar as justificativas apontadas pelo ONS em relação as NCs 1, 2 e 3,
concluo que elas foram corretamente caracterizadas pela SFE. O ONS, ciente do risco do
desabastecimento parcial do estado do Amapá a partir de qualquer novo evento de indisponibilidade nos
dois transformadores remanescentes na SE Macapá (TR1 ou TR3), deveria na programação diária, mensal
e quadrimestral iniciar as análises e estudos elétricos para a mitigação desse risco. Assim, na minha
avaliação, houve o descumprimento dos Procedimentos de Rede listados na Tabela 1 para as NCs 1, 2 e
3.
II.2.2 NC 4
48. A NC 4 trata do descumprimento pelo ONS do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede
que trata das diretrizes e atualização de dados para os estudos elétricos para instalação considerada
estratégica. A Tabela 2 apresenta a síntese da descrição da NC4.
Tabela 2. Descrição da NC 4.
N Submódul
Descrição Itens descumpridos
C o
ONS não zelou pela atualização Submódulo 23.3 dos Procedimentos
constante das diretrizes e dos critérios de Rede:
utilizados nos estudos elétricos, bem Item 4.2.a: Responsabilidades: "zelar
como de manter e atualizar a base de pela atualização constante das
dados necessária aos estudos elétricos Diretrizes diretrizes e dos critérios utilizados nos
diante da não proposição de critérios e critérios estudos elétricos;"

4 robustos de confiabilidade para o para Item 4.4.b: Objetivo: "manter e
suprimento de energia elétrica ao estudos atualizar a base de dados necessária
estado do Amapá, cuja subestação elétricos aos estudos elétricos."
Macapá se enquadra como instalação
estratégica do tipo E2 agravado pela
situação de emergência em saúde
pública.
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49. Conforme o Submódulo 23.612 dos Procedimentos de Rede, a SE Macapá se enquadra como
instalação estratégica, tipo E2, pois sua perda afeta um estado da federação com corte de carga superior
a 50%.
50. A SFE apurou que o ONS possuía elementos suficientes para a adoção de critérios mais
robustos para a operação da SE Macapá, definida como tipo E2, mesmo que não houvesse ocorrido a
indisponibilidade do TR2.
51. A adoção do critério de contingência dupla para a transformação da SE Macapá poderia
evidenciar a necessidade da implantação de medidas operativas para garantir a segurança do suprimento
ao Amapá.
52. O ONS, porém, afirma que o fato da SE Macapá ser enquadrada como instalação estratégica
do tipo E2 não implica na obrigatoriedade de adoção de critério de confiabilidade diferenciado. Afirma
que as instalações estratégicas seriam tratadas em submódulos específicos dos Procedimentos de Rede e
que a possibilidade de corte de toda a carga do Amapá em caso de perda dos circuitos Laranjal-Macapá é
de conhecimento do setor e não foi suficiente para justificar a instalação de geração térmica,
independentemente do tipo de classificação da instalação como E2.
53. Os Procedimentos de Rede prevê que para instalações estratégicas, identificadas com base
nos critérios do Submódulo 23.6, serão considerados tratamentos específicos. Prevê ainda que nos
estudos de planejamento e programação da operação elétrica podem ser consideradas contingências
múltiplas em situações conjunturais. Essas situações são caracterizadas por eventos, acontecimentos
e/ou datas comemorativas de grande repercussão pública, de abrangência nacional, regional ou local, e
situações especiais do próprio SIN, conforme Resolução CMSE nº 001, de 25 de janeiro de 2005, e
12
SUBMÓDULO 23.6
"5 CRITÉRIOS PARA A IDENTIFICAÇÃO DAS INSTALAÇÕES ESTRATÉGICAS
5.1 Subestações [...]
2) Tipo E2: [...]
(ii) subestações cuja perda afete o suprimento de energia a 1 (um) estado da federação, com corte de carga superior a 50% do
total das cargas do estado afetado;"
13 de 22

regulamentação sucedânea.
54. E vai além, descreve que nas condições excepcionais de abrangência regional ou local, ou
situações especiais do próprio SIN, devidamente fundamentadas em análise técnica e previamente
submetidas ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), o ONS pode adotar critério mais
restritivos, que procurem preservar a continuidade do atendimento à carga para contingências duplas e,
eventualmente, múltiplas.
55. Assim, entendo que, sendo a SE Macapá uma instalação estratégica, tipo E2, e sua perda
afetar um estado da federação com corte de carga superior a 50%, o ONS deveria ter adotado as
prerrogativas que possui nos Procedimentos de Rede para adoção de critérios mais robustos de
confiabilidade.
56. Se houvesse casos em que a atuação extrapolasse a sua autonomia, tais informações
deveriam ter sido levadas ao conhecimento das demais autoridades do setor elétrico, como o CMSE, com
propostas para a mitigação dos riscos de perda de confiabilidade, como o próprio ONS já fez em outras
oportunidades13.
57. Realizada as análises de mérito das NCs, passo a análise do enquadramento e da dosimetria
da multa aplicada.
II.2.3 Enquadramento
58. O AI nº 0007/2021-SFE enquadrou as NCs 1 a 4 como infração do Grupo V, em que o valor
ONS14.
da penalidade pecuniária deve corresponder a até 2% do orçamento anual mais recente do
13 Avaliação de alternativas técnicas para melhorar emergencialmente o suprimento do Oeste do Pará (Tramoeste), conforme
Ata da 136ª Reunião do CMSE, de 6 de novembro de 2013; e contratação, em caráter emergencial, de geração térmica de 20
MW na SE Querência, para atendimento à região nordeste do estado de Mato Grosso, denominada Baixo Araguaia, no ano de
2015, conforme Ata da 155ª Reunião do CMSE, de 13 de maio de 2015.
14 REN nº 846/2019:
"Art. 8º As infrações sujeitas a penalidade de multa serão divididas em cinco grupos, a que correspondem os seguintes limites
percentuais incidentes sobre a base de cálculo estabelecida no art. 21: [...]
V - Grupo V: até 2% (dois por cento). [...]
Art. 21. A base de cálculo para aplicação de multa aos concessionários, permissionários ou autorizados de instalações ou
serviços de energia elétrica será o valor da Receita Operacional Líquida - ROL ou o valor estimado da energia produzida nos
14 de 22

Conforme a REN nº 846/2019:
"Art. 13. Constitui infração do Grupo V:
[...]
II - provocar, dar causa ou permitir a propagação de distúrbio que ocasione o
desligamento de consumidores ou usuários em decorrência de falha de planejamento ou de
execução da manutenção ou operação de suas instalações, ou retardar o restabelecimento
do sistema;" (grifo adicionado)
59. Importante ressaltar que nesse enquadramento constam as palavras "provocar" e "dar
causa". O ONS não provocou ou deu causa à interrupção de energia elétrica no Amapá. A infração
cometida pelo ONS foi enquadrada neste dispositivo da REN nº 846/2019 porque a ausência de medidas
preventivas para manutenção da confiabilidade local, em atenção aos Procedimentos de Rede, permitiu
a propagação do distúrbio que desligou os consumidores do estado.
60. Entretanto, o ONS contesta tal enquadramento. Segundo o ONS, além de não provocar ou
dar causa à interrupção, ele não foi responsável por permitir a propagação do distúrbio e tampouco houve
qualquer falha de planejamento ou operação.
61. Na avaliação do ONS o defeito oculto na bucha de 69 kV dos transformadores instalados na
SE Macapá foi a verdadeira causa da situação extrema, inexistindo qualquer nexo de causalidade entre
tal ocorrência e sua atuação. Além disso, o evento foi uma situação atípica e fora de qualquer critério de
planejamento possível de sua parte.
62. Por isso, neste item, o ONS entende que o enquadramento correto para a penalidade é o
Grupo III da REN nº 846/2019, o que enseja penalização com multa de até 0,5% do orçamento mais
casos de autoprodução e produção independente, ambos correspondentes aos doze meses anteriores à lavratura do Auto de
Infração – AI. [...]
§ 8º Tratando-se das entidades responsáveis pela operação do sistema, pela comercialização de energia elétrica ou pela gestão
dos recursos provenientes de encargos setoriais, a base de cálculo das multas será o orçamento anual mais recente da
entidade;" (grifos adicionados)
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recente da instituição15.
"Art. 11. Constitui infração do Grupo III:
[...]
VIII - deixar de cumprir ao disposto nos Procedimentos de Rede;"
63. Reafirmo que o ONS não está sendo punido por ser o responsável, por dar causa ou por
provocar a falta de energia no Amapá. Neste ponto, tenho plena concordância com sua argumentação.
As falhas nas buchas dos transformadores, combinada com a ausência do transformador sobressalente
que estava em manutenção, deram causa ou provocaram a ocorrência. As falhas nas buchas e a
indisponibilização do transformador não são responsabilidades do ONS.
64. Contudo, discordo do ONS quanto à sua responsabilidade relacionada à propagação do
distúrbio. Como já fundamentado neste voto, a ausência do cumprimento dos Procedimentos de Rede
contribuiu para a baixa confiabilidade local e que medidas adicionais pudessem ter sido tomadas de forma
tempestiva pelo próprio ONS ou CMSE. Tais medidas, ainda que não evitassem as falhas nas buchas e a
indisponibilidade do transformador para manutenção, poderia ter evitado ou minimizado à propagação
do distúrbio. Por isso, entendo correto o enquadramento no Grupo V da REN nº 846/2019 realizado no AI
nº 0007/2021-SFE.
65. Concordo com o ONS que as NCs poderiam ser enquadradas no Grupo III da REN nº
846/2019, pois houve também o descumprimento dos Procedimentos de Rede. Entretanto, a ANEEL
sempre enquadra uma infração no grupo mais específico e gravoso da REN nº 846/2019. Por exemplo,
também faz parte do Grupo III "deixar de cumprir os contratos de permissão ou concessão". Entretanto,
se uma distribuidora de energia elétrica "praticar tarifas de fornecimento ou suprimento de energia
elétrica em valores superiores aos estabelecidos" ela será enquadrada no Grupo V, local em que consta
essa infração, mesmo tendo também violado o contrato de concessão ou permissão que faz parte do
15
REN nº 846/2019:
"Art. 8º As infrações sujeitas a penalidade de multa serão divididas em cinco grupos, a que correspondem os seguintes limites
percentuais incidentes sobre a base de cálculo estabelecida no art. 21: [...]
III - Grupo III: até 0,5% (cinco décimos por cento);" (grifos adicionados)
16 de 22

Grupo III.
66. Ainda nesse item, o ONS argumenta que a ANEEL não foi razoável e proporcional na
aplicação de sua multa. Cita que a multa aplicada à LMTE foi de R$ 3,76 milhões e ao ONS de R$ 5,70
milhões, mesmo sendo o ONS um agente bem-intencionado e sem fins lucrativos.
67. Eu, como profissional que atuo a tantos anos no setor elétrico e na ANEEL, nunca tive
dúvidas das boas intenções do ONS. É uma instituição qualificada, de alto nível técnico e encarregada de
uma tarefa fundamental à vida de todos os brasileiros: fazer com que a energia elétrica produzida por
diversas usinas dispersas pelo país chegue aos consumidores com confiabilidade, segurança e ao menor
custo possível. Entretanto, mesmo uma instituição qualificada e bem-intencionada está sujeita a falhas e
é dever de seu órgão fiscalizador apontar as falhas e punir quando necessário.
68. Analisando o argumento apresentado, em um primeiro momento parece assistir razão ao
ONS. A LMTE foi multada em R$ 3,76 milhões e o ONS em R$ 5,70 milhões. A impressão que os valores
passam é que o ONS teve maior responsabilidade no incidente da SE Macapá do que a LMTE, quando na
verdade foi o oposto.
69. Contudo, as multas aplicadas pela ANEEL são sempre com base no percentual da receita de
um agente, ou no caso do ONS de seu orçamento. Assim, se dois agentes cometem a mesma infração,
ambos terão o mesmo percentual a ser aplicado na sua receita para o cálculo da multa. Porém, se a receita
do primeiro agente for duas vezes maior do que a do segundo, mesmo tendo o mesmo percentual
aplicado e cometido a mesma infração, o valor absoluto da multa do primeiro agente será duas vezes
maior do que o do segundo.
70. É isso que acontece quando comparamos LMTE e ONS. O percentual da multa aplicado à
LMTE foi de 3,54% de sua receita anual e do ONS de 0,86% de seu orçamento anual. Como o orçamento
do ONS é maior do que a receita do LMTE, o valor absoluto da multa do ONS terminou por ser superior
ao da LMTE. Entretanto, isso não quer dizer que a ANEEL não foi proporcional ou razoável. A dosimetria
da multa do ONS, detalhada na seção seguinte do voto, foi mais de quatro vezes inferior à aplicada a
LMTE.
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71. Para finalizar este tópico, o ONS questionou a base de cálculo para a multa. A SFE, no juízo
de reconsideração, corrigiu a base de cálculo utilizando o orçamento do ONS aprovado para o ano de
2021, que é de R$ 661.092.176,85.
72. Neste ponto vale uma explicação. A Resolução Autorizativa nº 7.953/2019 aprovou o
orçamento do ONS para os anos de 2019, 2020 e 2021. Referida resolução definiu também que o
orçamento do ONS seria corrigido pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) para os
anos de 2020 e 2021. A SFE, na análise do juízo de reconsideração, fez o ajuste pelo IPCA. Instado a se
manifestar sobre esse ajuste, o ONS argumentou que deveria ser utilizado o valor histórico, sem correção
pelo índice de inflação. Contudo, não assiste razão ao ONS neste argumento. A REN nº 846/2019 define
que a base de cálculo da multa deve ser o orçamento anual mais recente, e o orçamento mais recente à
época da aplicação da multa era o de 2021, com a correção pelo IPCA.
II.2.3 Dosimetria e multa
73. O art. 22 da REN nº 846/201916 define os critérios na aplicação da dosimetria das
penalidades de multa, com aplicação de pena base e posterior avaliação de agravantes e atenuantes.
Além disso, tal artigo apresentou os condicionantes que devem ser considerados na fixação do valor da
pena base.
16 REN nº 846/2019:
"Art. 22. Na fixação do valor das multas serão consideradas a abrangência, a gravidade, os danos resultantes para o serviço e
para os usuários, a vantagem auferida e as circunstâncias agravantes e atenuantes da infração.
§ 1º A multa será calculada a partir do seu valor base, ao qual serão acrescidos os percentuais de agravantes, sendo
posteriormente reduzidos os percentuais de atenuantes.
§ 2º No cálculo do valor base da multa, devem ser considerados, para fins de aferição da abrangência da infração e da gradação
da sua gravidade, entre outros, a proporcionalidade entre a gravidade da infração e a intensidade da penalidade, podendo ser
adotados pisos e tetos.
§ 3º A abrangência e a gravidade da infração poderão ser graduadas em níveis, conforme a área de competência e o objeto da
ação fiscalizadora.
§ 4º Os danos ao serviço, aos consumidores ou aos usuários, bem como a vantagem auferida pelo infrator, direta ou
indiretamente, devem ser concretamente caracterizados.
§ 5º A aplicação da multa não afasta a obrigação de reparação aos consumidores ou usuários prejudicados.
§ 6º A ANEEL poderá afastar, excepcionalmente e de modo fundamentado, a aplicação de metodologia para o cálculo do valor
base da multa, quando existente, se verificado, no caso concreto, que o valor não atende aos princípios da razoabilidade e
proporcionalidade.
§ 7º As Superintendências de Fiscalização devem objetivar a uniformização entre suas metodologias e fórmulas de dosimetria
para cálculo do valor base das penalidades de multa, assim como sua publicidade."
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74. Com efeito, as áreas de fiscalização da ANEEL estabeleceram a seguinte fórmula
paramétrica que é utilizada em todos os processos de fiscalização para o cálculo do valor base da multa:
𝑽𝒂𝒍𝒐𝒓 𝑩𝒂𝒔𝒆 𝒅𝒂 𝑴𝒖𝒍𝒕𝒂 = (% 𝒎á𝒙𝒊𝒎𝒐 𝒅𝒐 𝑮𝒓𝒖𝒑𝒐) ∙ (𝟐𝟓% ∙ 𝑨 + 𝟐𝟓% ∙ 𝑮 + 𝟐𝟓% ∙ 𝑫 + 𝟐𝟓% ∙ 𝑽)
Onde:
A: Abrangência; G: Gravidade; D: Danos ao serviço ou aos usuários e V: Vantagem auferida.
75. Na aplicação desta fórmula paramétrica, a SFE mostra que não houve vantagem auferida
pelo ONS nesta infração. Para as parcelas relacionadas à abrangência, danos e gravidade, a SFE considerou
um atenuante de 50% em sua avaliação em função das constantes postergações no retorno do TR2 o que
prejudicou as ações do ONS. Na minha avaliação é um critério ponderado, proporcional, equilibrado e
razoável.
76. Contudo, sobre o uso da fórmula supra, o ONS contesta em seu Recurso Administrativo que
se trata de uma impropriedade regulatória, pois tal fórmula jamais foi tornada pública pela ANEEL.
Segundo o ONS, ela não pode ser aplicada no presente caso sob a pena da ANEEL extrapolar o princípio
da legalidade.
77. No entanto, discordo dessa contestação do ONS. Há mais de dois anos todos os processos
administrativos punitivos da ANEEL utilizam a referida fórmula para dar mais objetividade à aplicação da
penalidade. Portanto, é um método definido pela ANEEL que tenta dar maior clareza aos critérios para a
definição da multa, facilitando o entendimento de todos, inclusive da defesa do apenado. Não há
ilegalidade no seu uso nesse processo administrativo punitivo.
78. Na fixação da dosimetria, a ANEEL deve considerar ainda os casos de antecedentes17 de
penalidades irrecorríveis na esfera administrativa, que irão gerar, para cada sanção anterior um agravante
de 3%. No AI nº 0007/2021-SFE foi calculado um agravamento de 18%, pois foi verificado seis sanções
17 REN nº 846/2019:
"Art. 23. O valor base da multa será acrescido, nos percentuais abaixo, caso incidam as seguintes circunstâncias agravantes:
[...]
I - antecedente: registro de qualquer penalidade imposta pela Agência ao infrator, nos últimos quatro anos anteriores à
lavratura do AI, das quais não caiba recurso na esfera administrativa; e"
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anteriores ao ONS no prazo de quatro anos. Contudo, após análise da manifestação do ONS, a SFE
verificou que uma das sanções deve ser retirada do cálculo, pois foi anterior ao prazo de quatro anos.
Assim, em sede de juízo de reconsideração, foi recalculado um agravamento de 15%.
79. O ONS contesta afirmando que há processos que se encontram com a exigibilidade
suspensa em razão de decisão judicial e não deveriam ser contabilizados pela ANEEL. Entretanto,
conforme explica a SFE, a contabilização dos antecedentes restringe-se apenas ao âmbito administrativo
para efeito de agravante para a fixação dos valores de penalidades de multa. Desta forma, é uma regra
administrativa da ANEEL haver o antecedente julgado em definitivo. Eventuais demandas judiciais sobre
as multas aplicadas não entram neste critério. A ANEEL já possui diversos precedentes sobre este tema.
80. Registro que a SFE considerou as quatro NCs como uma única infração, que foi a ausência
da adoção de medidas preventivas pelo ONS para garantir a confiabilidade operativa e de suprimento de
energia elétrica ao Amapá, tendo em vista a indisponibilidade do TR2. Todas as quatro NCs foram
motivadas, fundamentadas e justificadas. Desta forma, rejeito a contestação do ONS neste tópico que
alega que não houve uma exposição de motivos individualizada para cada não conformidade.
81. O ONS traz a discussão em seu Recurso Administrativo um tema recorrente quando o
assunto é fiscalização da ANEEL. Na visão do ONS, já de longa data, a ANEEL deve regulá-lo e fiscalizá-lo,
porém não detém competência para aplicar multa pecuniária.
82. Em que pese essa alegação do ONS, a ANEEL já superou esse argumento na discussão
pública da REN nº 846/2019, em que ficou consignado que ONS está sujeito à aplicação desta norma, e
da REN nº 780/2017, atual REN nº 1.017/2022, em que veda o repasse das multas do ONS às tarifas. Assim,
entendo que essa argumentação do ONS não deve prosperar.
83. As Tabelas 3 e 4 apresentam a memória de cálculo da penalidade aplicada.
Tabela 3. Cálculo da dosimetria.
Avaliação Peso
Considerações Resultado
(%) (%)
1 – Gravidade da infração (G): 50 25 12,50%
2 – Danos ao serviço e/ou aos usuários (D): 50 25 12,50%
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3 – Vantagem auferida pela Concessionária
0 25 0,00%
(V):
4 – Abrangência (A): 50 25 12,50%
5 – Soma (1 + 2 + 3 + 4): 37,50%
6 – Percentual máximo para penalidade de multa do Grupo V: 2,00%
7 – Valor Base – % – (5 x 6): 0,75%
8 – Agravantes (art. 23, da REN nº 846/19): 1,15
9 – Atenuantes (art.24, da REN nº 846/19): 1,00
Percentual aplicado na NC.1 a NC.4:–% – (7 x 8 x 9): 0,8625%
Tabela 4. Cálculo do valor da multa.
Enquadramento

Não Dosimetria Valor da
da infração Penalidade Base (R$)
conformidade (%) multa (R$)
artigo inciso

NC.1 a NC.4 13 II Grupo V 0,8625% 661.092.176,85 5.701.920,03
II.2.4 Conclusões
84. A fiscalização realizada no ONS pela ANEEL ocorreu como parte de uma ação rotineira por
parte da SFE diante de perturbações de grande vulto no sistema elétrico e teve como objeto avaliar a
situação da confiabilidade das instalações de transmissão do SIN.
85. Foram verificados os procedimentos existentes para o atendimento aos critérios de
confiabilidade, bem como para a detecção, análise e mitigação dos riscos que reduzam a confiabilidade
das instalações da rede de operação. A partir dessa abordagem, foram verificadas as falhas de
procedimento do ONS que contribuíram com o colapso que resultou na falta de energia no estado do
Amapá.
86. Fundamentalmente, a fiscalização da SFE apurou a existência de falhas por parte do ONS
na ausência da incorporação do TR2, fora de operação, em seus estudos de curto e médio prazo, previstos
nos Procedimentos de Rede, e de adoção de medidas preventivas de confiabilidade visando a segurança
do suprimento ao estado do Amapá.
87. Durante minha análise do processo verifiquei que este seguiu todo o rito administrativo
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necessário, com fundamentação das NCs encontradas, apontamentos objetivos dos itens de
Procedimentos de Rede descumpridos e oportunização ao ONS ao exercício do contraditório e a ampla
defesa.
88. Assim, após análise de todos os fundamentos apresentados pelo ONS em seu Recurso
Administrativo, concluo que a penalidade aplicada por meio AI nº 0007/2021-SFE, após o juízo de
reconsideração da SFE publicado no Despacho nº 2.768, de 8 de setembro de 2021, está correta,
fundamentada, norteada pelo princípio da razoabilidade e atende todos os requisitos legais, não
merecendo, portanto, reforma.
III – DIREITO
89. Essa análise fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e normativos: art. 13 da Lei nº
9.648, 27 de maio de 1998; art. 1º a 3º do Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004; art. 1º da Resolução
CMSE nº 001, de 25 de janeiro de 2005; art. 1º e Anexo da Resolução Autorizativa ANEEL nº 328, 12 de
agosto de 2004; arts. 1º a 3º, 5º, 7º, 8º, 13 e 21 a 29 da Resolução Normativa ANEEL nº 846, de 11 de
novembro de 2019; e § 4º, art. 1º da Resolução Autorizativa nº 7.953, de 25 de junho de 2019.
IV – DISPOSITIVO
90. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005956/2020-45, voto
por conhecer e, no mérito, negar provimento ao Recurso Administrativo interposto pelo Operador
Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em face ao Auto de Infração nº 7/2021, lavrado pela Superintendência
de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE), que aplicou penalidade de multa após fiscalização
referente a perturbação do dia 3 de novembro de 2020, às 20h48, no estado do Amapá, mantendo o valor
da multa de R$ 5.701.920,03, conforme publicado no Despacho nº 2.768, de 8 de setembro de 2021.
Brasília, 29 de novembro de 2022.
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(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
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