FL. 1 de 10 
 
VOTO  
 
 
PROCESSO: 48500.004749/2010-00 
 
INTERESSADOS: Usuários do Sistema Interligado Nacional, Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e 
Concessionárias de Transmissão de Energia Elétrica 
 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO – SRT, 
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO – SRG, SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD, SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS 
SERVIÇOS DE ELETRICIDADE – SFE, SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA E ESTUDOS 
DE MERCADO – SRM, SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO – SFG, 
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES, PERMISSÕES E AUTORIZAÇÕES DE TRANSMISSÃO E 
DISTRIBUIÇÃO – SCT E SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE GERAÇÃO – 
SCG 
 
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública 20/2015, instituída com vistas a colher subsídios e informações 
adicionais, para aprimorar os Procedimentos de Rede, que definem os procedimentos e os requisitos 
necessários à realização das atividades de planejamento da operação eletroenergética, administração da 
transmissão, programação e operação em tempo real no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN 
 
 
I. R E L A T Ó R I O 
Nas Reuniões Públicas Ordinárias realizadas em 14 de abril1, 20 de outubro2 e 15 de dezembro 
de 20153, e 10 de maio4 e 11 de outubro de 20165, a Diretoria da ANEEL instaurou as 5 etapas da Audiência 
Pública nº 20/2015, por intercâmbio documental, para colher subsídios e informações adicionais, a fim de revisar 
os Módulos e os Submódulos dos Procedimentos de Rede, compatibilizando-os com atos normativos não 
contemplados nas versões dos submódulos aprovados por meio da Resolução Normativa no 372, de 2009, do 
Despacho no 2.744, de 2010, e da Resolução Normativa no 461, de 2011.  
2. 
O Quadro 1 mostra o período de cada etapa da Audiência Pública 20/2015 e os Módulos e os 
Submódulos analisados em cada uma delas: 
Et. 
Período de contribuições 
Módulos em discussão 
1ª 
16/4 a 7/8/2015 
Módulos 4, 5, 6, 7, 8, 9, 13, 14, 18, 19, 21 e 23 e Submódulos 3.6, 10.2, 10.6, 10.7, 10.8,
10.9, 10.13, 10.15, 10.16 e 10.17 
2ª 
22/10/2015 a 19/2/2016 
Módulos 12 e 22 e Submódulos 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 10.1, 10.3, 10.4, 10.5, 10.10, 
10.11, 10.12, 10.14, 11.1, 11.2, 11.3, 11.5, 11.6, 11.7, 11.8, 25.1, 25.2, 25.3, 25.5, 25.6, 
25.11, 25.12 e 25.13 
                                                     
1 Nota Técnica nº 34/2015-SRT/ANEEL, de 24 de março de 2015. 
2 Nota Técnica nº 61/2015-SRT/ANEEL, de 15 de outubro de 2015. 
3 Nota Técnica nº 64/2015-SRT/ANEEL, de 9 de dezembro de 2015. 
4 Nota Técnica nº 16/2016-SRT/ANEEL, de 3 de maio de 2016. 
5 Nota Técnica nº 44/2016-SRT/ANEEL, de 7 de outubro de 2016.
Et.  Período de contribuições  Módulos em discussão
1ª  16/4 a 7/8/2015  Módulos 4, 5, 6, 7, 8, 9, 13, 14, 18, 19, 21 e 23 e Submódulos 3.6, 10.2, 10.6, 10.7, 10.8,
10.9, 10.13, 10.15, 10.16 e 10.17
2ª  22/10/2015 a 19/2/2016  Módulos 12 e 22 e Submódulos 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 10.1, 10.3, 10.4, 10.5, 10.10,
10.11, 10.12, 10.14, 11.1, 11.2, 11.3, 11.5, 11.6, 11.7, 11.8, 25.1, 25.2, 25.3, 25.5, 25.6,
25.11, 25.12 e 25.13

FL. 2 de 10 
 
 
 
3ª 
17/12/2015 a 15/4/2016 
Módulos 2, 15 e 20 e Submódulos 4.2, 4.3, e 6.5 
4ª 
12/5 a 12/8/2016 
Módulos 1, 14, 16, 24 e 26 e Submódulos 10.13, 11.4, 25.8, 25.9 e 25.10 
5ª 
13 a 27/10/2016 
Submódulos 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.6, 6.5, 10.3, 10.7, 10.12, 15.4, 15.6, 15.8, 15.12 e 24.4 
Quadro 1 - Etapas realizadas da Audiência Pública 20/2015 e os Módulos e os Submódulos em discussão 
em cada etapa  
Fonte: Elaboração própria. 
3. 
Em 30 de novembro de 2016, foi realizada reunião técnica com a Diretoria da ANEEL, 
oportunidade em que foi apresentado o estágio atual da Audiência Pública 20/2015, bem como a identificação 
de pontos de aprimoramento para futuras revisões dos Procedimentos de Rede. 
4. 
As contribuições recebidas nas 5 etapas da Audiência Pública 20/2015 foram analisadas 
mediante as Notas Técnicas no 142/2016-SRG/ANEEL, de 30 de novembro de 2016, emitida pela 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, e no 50/2016-SRT/ANEEL, de 15 de 
dezembro de 2016, da Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT.  
 
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O 
5. 
A Audiência Pública 20/2015 recebeu 5.267 contribuições distintas encaminhadas dos 
participantes listados no Quadro 2: 
Ons 
CCEE 
Abrate 
Abdib 
Abrade 
Abragel 
Abiape 
Abeeólica 
Apine 
Absolar 
Abiape 
Abrace 
Taesa 
Aes Brasil 
Cemig 
Celpa 
Copel 
Elektro 
Eletrosul 
Enel Green Power 
Furnas 
Chesf 
Eletrobras 
Equatorial Energia 
Renova 
Energia 
Celeoredes 
EDP 
Cemar 
CPFL Energia 
Eletronorte 
Cteep 
Duke Energy 
Saesa 
ABB 
Itaú-
Unibanco 
Quadro 2 – Relação de participantes na Audiência Pública 20/2015 
Fonte: Nota Técnica no 50/2016-SRT/ANEEL. 
6. 
O atual processo de revisão dos Procedimentos de Rede incorporará 45 atos normativos 
distribuídos em Resoluções Normativas, Leis e Despachos que se encontram em vigor, porém, não fazem parte 
da versão dos Procedimentos de Rede então vigentes. 
7. 
Os temas tratados nos Procedimentos de Rede submetidos à Audiência Pública estão 
organizados em 26 Módulos e 147 Submódulos, descritos no Quadro 3:
3ª  17/12/2015 a 15/4/2016  Módulos 2, 15 e 20 e Submódulos 4.2, 4.3, e 6.5
4ª  12/5 a 12/8/2016  Módulos 1, 14, 16, 24 e 26 e Submódulos 10.13, 11.4, 25.8, 25.9 e 25.10
5ª  13 a 27/10/2016  Submódulos 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.6, 6.5, 10.3, 10.7, 10.12, 15.4, 15.6, 15.8, 15.12 e 24.4
Ons  CCEE  Abrate  Abdib  Abrade  Abragel  Abiape
Abeeólica  Apine  Absolar  Abiape  Abrace  Taesa  Aes Brasil
Cemig  Celpa  Copel  Elektro  Eletrosul  Enel Green Power  Furnas
Chesf  Eletrobras  Equatorial Energia  Renova
Energia  Celeoredes  EDP  Cemar
CPFL Energia  Eletronorte  Cteep  Duke Energy  Saesa  ABB  Itaú-
Unibanco

FL. 3 de 10 
 
 
 
No 
Assunto6 
Quant. 
Submód. 
2 
Requisitos mínimos para instalações de transmissão e gerenciamento de indicadores de desempenho. 
8 
3 
Acesso às instalações de transmissão. 
6 
4 
Ampliações e reforços. 
5 
5 
Consolidação da previsão de carga. 
6 
6 
Planejamento e programação da operação elétrica. 
6 
7 
Planejamento da operação energética. 
6 
8 
Programação diária da operação eletroenergética. 
1 
9 
Recursos hídricos e meteorologia. 
8 
10 
Manual de Procedimentos da Operação. 
17 
11 
Proteção e controle. 
7 
12 
Medição para faturamento. 
6 
13 
Telecomunicações. 
6 
14 
Administração dos serviços ancilares. 
4 
15 
Administração de serviços e encargos de transmissão. 
12 
16 
Acompanhamento de manutenção. 
4 
17 
Excluído 
 
18 
Sistemas e modelos computacionais. 
2 
19 
Identificação, tratamento e penalidades para as não conformidades. 
1 
20 
Glossário de termos técnicos. 
1 
21 
Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e integração de instalações.  
10 
22 
Análise de ocorrências e perturbações. 
6 
23 
Critérios para estudos. 
6 
24 
Processo de integração de instalações. 
3 
25 
Apuração de dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho. 
13 
26 
Modalidade de operação de usinas. 
3 
Quadro 3 – Módulos e Submódulos dos Procedimentos de Rede, objeto da Audiêcia  Pública 20/2014 
Fonte: Elaboração própria. 
8. 
Os detalhes de cada contribuição, as análises e as conclusões constam nas Notas Técnicas no 
142/2016-SRG/ANEEL e no 50/2016-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 
Coordenação 
da análise 
Quantidade de 
contribuições 
Aproveitamento 
Sim 
Parcial 
Não 
Quantidade 
[%] 
Quantidade 
[%] 
Quantidade 
[%] 
SRT 
4.581 
1.962 
42,8 
701 
15,3 
1.918 
41,9 
SRG 
359 
273 
76,0 
28 
7,8 
58 
16,2 
SRT + SRG 
4.940 
2.235 
45,2 
729 
14,8 
1.976 
40,0 
Fonte: Notas Técnicas no 50/2016-SRT/ANEEL. 
9. 
Na etapa final de análise das contribuições, foram realizadas diversas reuniões presenciais 
com as Superintendências da ANEEL envolvidas e com o ONS, conforme detalhado no Quadro 4: 
                                                     
6 O Módulo 1 não apresenta questões de cunho regulamentar, sendo apenas a descrição sucinta dos demais módulos e dos 
submódulos e as macrofunções finalísticas do ONS; não foi submetido à AP, pois não necessita ser aprovado pela ANEEL.
No  Assunto6  Quant.
Submód.
2  Requisitos mínimos para instalações de transmissão e gerenciamento de indicadores de desempenho.  8
3  Acesso às instalações de transmissão.  6
4  Ampliações e reforços.  5
5  Consolidação da previsão de carga.  6
6  Planejamento e programação da operação elétrica.  6
7  Planejamento da operação energética.  6
8  Programação diária da operação eletroenergética.  1
9  Recursos hídricos e meteorologia.  8
10  Manual de Procedimentos da Operação.  17
11  Proteção e controle.  7
12  Medição para faturamento.  6
13  Telecomunicações.  6
14  Administração dos serviços ancilares.  4
15  Administração de serviços e encargos de transmissão.  12
16  Acompanhamento de manutenção.  4
17  Excluído  
18  Sistemas e modelos computacionais.  2
19  Identificação, tratamento e penalidades para as não conformidades.  1
20  Glossário de termos técnicos.  1
21  Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e integração de instalações.  10
22  Análise de ocorrências e perturbações.  6
23  Critérios para estudos.  6
24  Processo de integração de instalações.  3
25  Apuração de dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho.  13
26  Modalidade de operação de usinas.  3
Quantidade de
contribuições          
  Sim    Parcial    
  Quantidade  [%]  Quantidade  [%]  Quantidade
4.581  1.962  42,8  701  15,3  1.918
359  273  76,0  28  7,8  58
4.940  2.235  45,2  729  14,8  1.976

FL. 4 de 10 
 
 
 
Dia da 
Reunião 
Objetivo da Reunião 
Participantes da 
Reunião 
4 e 7/10/2016 
Procedimentos de Rede relativos ao Tema 1 (Estudos Energéticos) 
SRG, SCG e ONS 
13 e 14/10/2016 
Procedimentos de Rede relativos ao Tema 2, conforme Registros de 
Reunião nº 37 e 38/2016-SRT/ANEEL. 
SRT, SRG, SFE, 
SFG, SRM e ONS. 
26/10 e 1o e 
7/11/2016 
Procedimentos de Rede relativos ao Tema 3, conforme Registros de 
Reunião nº 41, 42 e 43/2016-SRT/ANEEL 
SRT, SFE, SCT, 
SRG e ONS. 
10/11/2016 
Procedimentos de Rede relativos ao Tema 4 (Integração – foco na 
geração) 
SRG e ONS 
24, 25, 28/11 e 
1º/12/2016 
Procedimentos de Rede relativos ao Tema 4, conforme Registros de 
Reunião nº 45, 46, 47, 48, 49 e 50/2016-SRT ANEEL 
SRT, SRM, SFE, 
SCT e ONS. 
6/12/2016 
Procedimentos de Rede relativos aos Temas 4 e 5, conforme Registro 
de Reunião nº 51/2016-SRT ANEEL 
SRT, SFG, SFE, 
SRG e ONS. 
Quadro 4 – Reuniões presenciais com as Superintendências da ANEEL envolvidas e com o ONS 
Fonte: Notas Técnicas no 50/2016-SRT/ANEEL e 142/2016-SRG/ANEEL. 
10. 
Sobre a Análise de Impacto Regulatório - AIR, regulamentada na Resolução Normativa no 540, 
de 2012, a Diretoria da ANEEL, ao longo da Audiência Pública 20/2015, sedimentou o entendimento de que a 
revisão dos Procedimentos de Rede não requeria sua realização, haja vista que o processo consistia na 
compatibilização desses Procedimentos aos atos normativos editados pela ANEEL, que foram submetidos à 
elaboração de AIR. 
11. 
Na revisão proposta foram incorporadas alterações de conteúdo, diversos ajustes formais, 
dentre elas nova numeração, para identificar as revisões dos submódulos, que passaram a ser identificadas 
pelo código “Ano.Mês”, composto do ano e do mês de aprovação do submódulo. Também foram retiradas 
expressões como “se possível”, “quando couber”, de modo a dar mais objetividade à análise de conformidades 
pelas Superintendências da ANEEL, especialmente as de fiscalização. 
12. 
Destacam-se a seguir as principais contribuições encaminhadas na Audiência Pública. 
13. 
Algumas sugeriram modificar pontos definidos em normas da ANEEL, a exemplo das 
contribuições do ONS para alterar a) o horizonte das obras propostas no Plano de Ampliações e Reforços – 
PAR de 3 para 5 anos; b) os prazos para emissão dos Pareces de Acesso; c) os limites de defasagem de 
sincronismo relógio/calendário externo do medidor dos Sistemas de Medição para Faturamento – SMF e d) os 
prazos para emissão do Parecer Técnico em relação à Informação de Acesso, de 30 para 45 dias, e os do 
Parecer de Acesso na conexão às instalações de distribuição, de 30 para 60 dias, contados do protocolo da 
solicitação da distribuidora no ONS.
Dia da
Reunião  Objetivo da Reunião  Participantes da
Reunião
4 e 7/10/2016  Procedimentos de Rede relativos ao Tema 1 (Estudos Energéticos)  SRG, SCG e ONS
13 e 14/10/2016  Procedimentos de Rede relativos ao Tema 2, conforme Registros de
Reunião nº 37 e 38/2016-SRT/ANEEL.  SRT, SRG, SFE,
SFG, SRM e ONS.
26/10 e 1o e
7/11/2016  Procedimentos de Rede relativos ao Tema 3, conforme Registros de
Reunião nº 41, 42 e 43/2016-SRT/ANEEL  SRT, SFE, SCT,
SRG e ONS.
10/11/2016  Procedimentos de Rede relativos ao Tema 4 (Integração – foco na
geração)  SRG e ONS
24, 25, 28/11 e
1º/12/2016  Procedimentos de Rede relativos ao Tema 4, conforme Registros de
Reunião nº 45, 46, 47, 48, 49 e 50/2016-SRT ANEEL  SRT, SRM, SFE,
SCT e ONS.
6/12/2016  Procedimentos de Rede relativos aos Temas 4 e 5, conforme Registro
de Reunião nº 51/2016-SRT ANEEL  SRT, SFG, SFE,
SRG e ONS.

FL. 5 de 10 
 
 
 
14. 
Os itens a) e b) não foram acatados, por estarem em desacordo, respectivamente, com a 
Resolução Normativa no 443, de 2011, e a Resolução no 281, de 1999. A SRT observou que seriam instauradas 
audiências públicas para discussão dos temas apontados. 
15. 
No que se refere ao item c), a SRM recomendou, com o que se concorda, que deviam ser 
empregados os limites atualmente utilizados pela CCEE com a apuração sob a responsabilidade desta (e não 
da CCEE e do ONS). A SRM informou que os limites de defasagem de sincronismo seriam propostos em atos 
regulatórios futuros, por meio de audiência ou consulta pública. A alteração do item d), por sua vez, foi rejeitada 
pela SRD. 
16. 
No Módulo 3, referente ao Acesso às Instalações de Transmissão, foi aceita a contribuição do 
ONS de incluir o produto intitulado o “Documento Equivalente de Acesso”, por meio do qual seria analisada a 
viabilidade sistêmica da conexão individual de central geradora às instalações sob a responsabilidade de 
transmissora, para cadastrar  empreendimento de geração, com vistas à habilitação técnica pela EPE. 
17. 
Sobre o Submódulo 3.3, alguns agentes solicitaram incluir que o ONS disponibilizasse em seu 
sítio na Internet as informações sobre solicitações de acesso protocoladas. Essas contribuições foram negadas. 
Informa-se, contudo, que, também com essa finalidade, se encontra em fase de desenvolvimento pelo ONS 
sistema de gestão informatizado para o processo de acesso, o SGAcesso, constante também da Performance 
Organizacional - PO do ONS. 
18. 
No Módulo 4, que concerne às Ampliações e Reforços, o ONS solicitou a criação de novo 
produto denominado "Indicações Prévias do Plano de Ampliações e Reforços – IPAR. Sobre isso, esclarece-
se que a Resolução Normativa no 443, de 2011, somente prevê os documentos “Plano de Ampliações e 
Reforços” e “Plano de Modernização das Instalações sob responsabilidade do ONS”. Acrescenta-se que não 
existe impeditivo, para que o ONS revise estes, a cada 6 meses, no todo ou em parte, até a emissão do próximo 
PAR. Portanto, a criação do IPAR não foi aceita. 
19. 
No item 5.5 do Submódulo 10.14, houve contribuição dos transmissores no sentido de deixar 
a critério dos agentes manter operadores locais para instalações estratégicas tipo E1, E2 e U3, quando estas 
forem teleassistidas. Houve várias interações com o ONS na análise dessa contribuição. Chegou-se ao 
entendimento de que para estas instalações serem somente teleassistidas, ou seja, sem a presença de 
operador local, como exigência atual, deverão ser feitos investimentos complementares em redundância em 
dispositivos e recursos que afetem diretamente o desempenho dos Sistemas de Supervisão e Controle

FL. 6 de 10 
 
 
 
envolvendo alimentação de serviços auxiliares essenciais, remota de aquisição de dados, canais de 
comunicação e outros que possam integrar o conjunto. 
20. 
Adicionalmente seria necessário estabelecer diretrizes, para que os agentes dimensionassem 
as equipes dos Centros de Operação de modo a garantir a rapidez e a eficiência operacional, para que, no 
momento de distúrbio, não venha a ocorrer comprometimento do processo de recomposição. Dessa forma, 
para implementar essas medidas,  dado que possuem obrigações para os agentes, entende-se que esse item 
deverá passar por futura audiência pública, para receber contribuições no sentido de dar eficácia ao pleito. Tais 
contribuições, portanto, não foram aceitas.  
21. 
Durante a Audiência Pública 20/2015, a SFE realizou a Consulta Pública 10/2016, entre 17 de 
outubro e 1o de novembro de 2016, para obter subsídios à nova metodologia de monitoramento das cargas 
disponibilizadas para corte pelos Esquemas Regionais de Alívio de Carga – ERAC, constante nos Submódulos 
11.4 e 25.9 dos Procedimentos de Rede. A metodologia resultante dessa Consulta Pública foi incorporada nos 
respectivos Submódulos. 
22. 
Com relação ao Submódulo 11.5, foi submetido à Audiência Pública que a concessionária de 
transmissão responsável pelo módulo geral de Rede Básica mais antigo da Subestação deveria coordenar a 
avaliação dos sistemas de proteção e controle incluindo os ajustes das proteções das instalações dessa 
Subestação, além de consolidar as informações para envio ao ONS.  
23. 
Houve contribuição da Eletrosul, da Cemig e da Abrate, para que a coordenação do trabalho e 
a elaboração do diagnóstico fossem realizadas pelo ONS. A esse respeito, a SRT entendeu que a participação 
das transmissoras era essencial para o trabalho, nos moldes do que fora realizado no Despacho no 966, de 2 
de abril de 2013, razão pela qual a contribuição não foi aceita. 
24. 
Ainda nesse Submódulo, foi proposta a ampliação do escopo do Diagnóstico dos Sistemas de 
Proteção e Controle, que também deverá contemplar os sistemas de proteção e controle associados às 
instalações que se conectam às subestações que possuam instalações classificadas como Rede Básica, 
incluindo as que se conectam ao barramento de transformador de fronteira.  
25. 
A contribuição do ONS foi limitar a abrangência apenas para a Rede Básica, além de criar 
critérios de priorização desse grupo, incluindo as instalações que se conectam ao barramento de fronteira, 
considerando, no mínimo,

FL. 7 de 10 
 
 
 
a) variação maior ou igual a 10% do nível de curto-circuito em cada barra da Rede Básica ou 
em cada barra de transformador de fronteira, no horizonte de três anos à frente; 
b)  desempenho dos sistemas de proteção conforme Submódulo 11.2; 
c) demandas oriundas de estudos específicos realizados pelo ONS e agentes, ou 
d) solicitação da ANEEL ou do MME.  
26. 
A contribuição não foi aceita, uma vez que se entende que os critérios definidos no Despacho 
no 966, de 2 de abril de 2013, devem ser seguidos. 
27. 
Houve contribuição da Cteep, da Cemig e da Abrate para o item 6.17.1 do Submódulo 15.8, 
para alterar a fórmula do valor bruto a creditar emitido pelo ONS para cada concessão de transmissão. Essas 
Transmissoras propuseram acrescentar, no cálculo por dentro, além da alíquota do PIS/COFINS, o encargo de 
RGR e a Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, segundo a Nota Técnica no 178/2014-
SRT/ANEEL, de 16 de junho de 2014.  
28. 
Em reunião com as Superintendências SRT, SGT e SFF, verificou-se que, atualmente, a 
TFSEE não adota como base de cálculo os tributos e os encargos, consoante o Memorando no 383/2016-
SGT/ANEEL, de 8 de novembro de 2016, sendo, portanto, retirada essa Taxa do cálculo por dentro referente 
ao valor bruto a creditar, resultando no acatamento parcial da contribuição. 
29. 
Destacam-se ainda adequações no texto, para incorporar ao Submódulo 24.3 o tratamento da 
obtenção da Licença Ambiental de Operação antes da emissão dos Termos de Liberação, com base no Ofício 
no 113/2016-SRT-SFE/ANEEL, que considera a ausência da Licença de Operação como Pendência Impeditiva 
Própria.  
30. 
Outro aspecto que merece destaque é a incorporação, no texto do Submódulo 24.3, de acordo 
com o disposto no Ofício no 115/2016-SRT/ANEEL, do processo de notificação (e apuração) dos agentes de 
operação causadores de pendências impeditivas de terceiros, a fim de possibilitar a aplicação do disposto no 
§4o do art. 7o da Resolução Normativa no 454, de 2011. 
31. 
Destaca-se também a alteração do critério para classificação da modalidade de despacho para 
usinas hidrelétricas, constante do Submódulo 26.2. A alteração prevê que toda usina hidrelétrica com potência 
instalada acima de 30 MW será despachada centralizadamente. O intuito é tornar mais previsível a modalidade 
de despacho a que a usina será submetida ainda nas etapas de projeto, de modo a conferir maior segurança

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ao investidor. A modalidade de despacho define a forma de cálculo da garantia física de aproveitamento 
hidrelétrico. 
32. 
Reitera-se que, nas Notas Técnicas no 142/2016-SRG/ANEEL e no 50/2016-SRT/ANEEL, 
encontram-se detalhados os pontos relevantes analisados pelas Superintendências, para pronta referência.  
Revisão do atual processo de revisão dos procedimentos de rede 
33. 
O atual processo de revisão dos Procedimentos de Rede, em fase de aprovação, necessita ser 
reavaliado em razão do tempo transcorrido entre a aprovação dos Procedimentos de Rede então vigentes 
(parcialmente aprovados em 2009, 2010 e 2011) e a consequente inadequação destes com diversos atos legais 
e normativos, 45 no total, entre resoluções normativas, leis e despachos. Essa situação implica a defasagem 
dos Procedimentos de Rede tanto em relação às normas que os regem quanto às melhores práticas 
relacionadas à operação do sistema elétrico e aos avanços tecnológicos ocorridos nos últimos anos. 
34. 
Frisa-se que os temas constantes nos Procedimentos de Rede envolvem essencialmente 1) 
aspectos normativos não contemplados em normas, 2) adequação às normas editadas pela ANEEL e 3) 
relacionamento operacional entre ONS e agentes do setor. 
35. 
Os aspectos associados aos itens 2 e 3 exigem a atualização constante dos Procedimentos de 
Rede, de modo a atender ao contínuo aprimoramento da regulação setorial e, principalmente, à dinâmica 
associada à atualização tecnológica e às necessidades da operação do sistema interligado. Assim, não podem 
ter o mesmo rito de aprovação dos Procedimentos de Rede associados ao item 1), que possuem caráter 
normativo e devem seguir o disposto no § 3o do art. 4o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996: 
§ 3o O processo decisório que implicar afetação de direitos dos agentes econômicos do setor 
elétrico ou dos consumidores, mediante iniciativa de projeto de lei ou, quando possível, por 
via administrativa, será precedido de audiência pública convocada pela ANEEL. 
36. 
Destaca-se que o atual rito de aprovação dos Procedimentos de Rede implica demora 
excessiva na conclusão do processo, ocorrendo em alguns casos a necessidade de regulação ad hoc de 
diversos temas por meio de despachos da Diretoria da ANEEL e, nos casos de leilão de geração e transmissão, 
por meio dos editais desses certames. Ainda que tais editais passem por audiências públicas, tem se observado 
que cada uma possui regras próprias, o que, em alguma medida, tem provocado divergências nos requisitos 
previstos nos Procedimentos de Rede e nos editais.

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37. 
Assim, em que pese o caráter normativo associado aos Procedimentos de Rede, razão pela 
qual são aprovados por meio de resolução normativa7, entende-se que apenas as matérias de caráter normativo 
deveriam de fato ser aprovadas pela Diretoria. Os demais temas, que tratam de adequação dos Procedimentos 
de Rede às normas já aprovadas pela Diretoria e os associados ao relacionamento operacional, poderiam ser 
conduzidos pelas Superintendências responsáveis pelos temas, com o envolvimento da SRG e da SRT no que 
couber, utilizando os instrumentos de participação pública previstos no art. 23 da Resolução Normativa8 no 273, 
de 2007. 
38. 
Ressalta-se que, as Unidades Organizacionais, quando da instrução de processos para 
elaborar ou alterar atos normativos, na Análise de Impacto Regulatório – AIR devem identificar9 a necessidade 
de aprimorar e/ou revisar também os Procedimentos de Rede eventualmente relacionados a tais regulamentos. 
39. 
Diante disso, entende-se que a SRG e a SRT, sob a coordenação desta, devem instruir 
processo com vistas à reestruturação dos Procedimentos de Rede, incluindo aprimorar os ritos de aprovação e 
revisão destes, e submetê-los ao exame da Diretoria da ANEEL até o segundo semestre de 2017. 
 
III. D I R E I T O 
 
40. 
Essa análise encontra respaldo nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
b) Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
c) Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997. 
 
IV. D I S P O S I T I V O 
41. 
A partir de tal análise e das considerações apresentadas no Processo no 48500.004749/2010-
00, voto por emitir resolução normativa, minuta anexa, que aprova os Procedimentos de Rede, os quais 
                                                     
7 “[...] V - a proposição de regras para a operação das instalações de transmissão da Rede Básica do SIN, mediante processo público e transparente, 
consolidadas em Procedimentos de Rede, a serem aprovadas pela ANEEL, observado o disposto no art. 4º, § 3º, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro 
de 1996.”  
8 “Art. 23. Consulta Pública é um instrumento administrativo de competência dos Líderes das Unidades Organizacionais da ANEEL para apoiar as 
atividades de formulação ou aperfeiçoamento de regulamentos, fiscalização ou implementação de suas atribuições específicas, com o objetivo de 
colher subsídios e informações dos agentes econômicos do setor elétrico, consumidores e demais interessados da sociedade, de forma a identificar 
e aprimorar os aspectos relevantes à matéria em questão.” (Redação dada pela REN ANEEL 483 de 17.04.2012.).  
9 “Art. 3º O titular da unidade organizacional é o responsável pela instauração e a condução da AIR relacionada com os atos propostos pela sua 
área.  
Art. 4º A AIR conterá, no mínimo, informações relativas aos seguintes aspectos: [...] 
VI – identificação de eventuais alterações ou revogações de regulamentos em vigor em função da edição do novo regulamento pretendido;[...]”

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definem os procedimentos e os requisitos necessários à realização das atividades de planejamento da operação 
eletroenergética, administração da transmissão, programação e operação em tempo real no âmbito do Sistema 
Interligado Nacional – SIN;  
42. 
Voto ainda por determinar à SRG e à SRT, sob a coordenação desta, instruir processo com 
vistas à reestruturação dos Procedimentos de Rede, incluindo aprimorar o rito de aprovação e revisão destes 
e submeter ao exame pela Diretoria da ANEEL até o segundo semestre de 2017.  
 
Brasília, 16 de dezembro de 2016. 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor