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.
Quantidade
29
32
158
4


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.  
0,7 
0,5 
0,8 
1,8 
0,8 
0,3 
0,3 
0,5 
0,3 
0,4 
3,4 
2,9 
1,9 
1,2 
0,4 
0,4 
0,6 
0,5 
0,4 
0,3 
98,82%
99,01%
99,17%
98,83%
99,58%
99,75% 99,75%
99,66%
99,77%
99,72%
98,2%
98,4%
98,6%
98,8%
99,0%
99,2%
99,4%
99,6%
99,8%
100,0%
 -
 0,5
 1,0
 1,5
 2,0
 2,5
 3,0
 3,5
 4,0
Taxa de disponibilidade
Tempo de indisponibilidade por FT (dias)
Ciclo
Taxa de disponibilidade e Tempo de indisponibilidade 
(Programado e Outros) por Função Transmissão em cada ciclo 
(dias)
PV (Outros Desligamentos)
PV (Desligamento Programado)
Taxa de Disponibilidade

11. 
O Gráfico 2 mostra o percentual de desconto de receita aplicado em relação à RAP para as nove 
concessões prorrogadas em 2012: 
 
 
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 2014-
2015, 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% 
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
2,0%
2,5%
3,0%
3,5%
4,0%
4,5%
5,0%
5,5%
6,0%
6,5%
7,0%
7,5%
8,0%
8,5%
9,0%
9,5%
10,0%
10,5%
11,0%
11,5%
12,0%
12,5%
2009-2010
2010-2011
2011-2012
2012-2013
2013-2014
2014-2015
Parcela variável aplciada / RAP
Ciclo
PV aplicada / RAP das 9 concessões prorrogadas
FURNAS
CHESF
Eletronorte
CTEEP
CEMIG-GT
Eletrosul
CEEE-GT
COPEL-GT
CELG-GT
Limite 
contratual para 
desconto de 
receita
    
    
    
    Limite
    contratual para
    
    desconto de
    receita
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    

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.
2009-2010  2010-2011  2011-2012  2012-2013  2013-2014
2,68%  1,57%  0,54%  2,73%  0,31%
1,09%  0,41%  1,11%  1,01%  0,94%
0,00%  0,00%  0,00%  0,00%  0,14%
1,89%  0,99%  0,83%  1,87%  0,62%

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 
concessionárias 
1,58% 
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 (2008-
2015) 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. 
 
 
 
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  
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
2,0%
2,5%
3,0%
3,5%
4,0%
4,5%
5,0%
5,5%
6,0%
6,5%
7,0%
7,5%
8,0%
8,5%
9,0%
9,5%
10,0%
10,5%
11,0%
11,5%
12,0%
12,5%
2009-2010
2010-2011
2011-2012
2012-2013
2013-2014
2014-2015
Percentual de desconto em relação à RAP
Ciclo
Parcela Variável/RAP das 9 concessões prorrogadas
FURNAS
CHESF
Eletronorte
CTEEP
CEMIG-GT
Eletrosul
CEEE-GT
COPEL-GT
CELG-GT
Previsão de Impacto das isenções 
de manutenção (~25%) 
Limite contratual

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, mantendo-
se, 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.
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130

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. 
 
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.  
181,45 
177,33 
116,07 
354,85 
128,18 
75,70 
136,10 
73,44 
67,34 
76,55 
34
27
22
20
16
12
7
23
7
12
0
5
10
15
20
25
30
35
40
 -
 50,00
 100,00
 150,00
 200,00
 250,00
 300,00
 350,00
 400,00
2005-20062006-20072007-20082008-20092009-20102010-20112011-20122012-20132013-20142014-2015
Média de horas indisponíveis
Ciclo
Suspensão de receita - FT com mais de 40 dias indisponíveis de 
forma consecutiva
Média de horas de indisponibilidade
Número de FT

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