CONTRIBUIÇÃO DA ABRATE

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº DE DE 2004.

Estabelece os procedimentos para a determinação da capacidade operativa das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão componentes do Sistema Interligado Nacional.

O DIRETOR-GERAL INTERINO DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, com base no Decreto s/nº, de 1º de dezembro de 2004, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto nos §§ 1º e 2º art. 6º da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, no inciso I do art 3º e no § 6o do art. 15 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, nos incisos I e II do art 3º e nos incisos VII e XVI do art 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, no parágrafo único do art 9º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, nos §§ 2º e 3º do art. 6º

e nos incisos IV e V do artigo 7º do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, no § 1º do art. 12 da Resolução nº 247, de 13 de agosto de 1999, nas Resoluções nºs 166 e 167, ambas de 31 de maio de 2000, o que consta dos Processos nº 48500.003391/99-19 e nº

48500.002105/04-78, e considerando que:

de acordo com o § 1º do art. 6º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na prestação e modicidade das tarifas;

as instalações vinculadas ao serviço público de transmissão devem ser projetadas em conformidade com as normas técnicas brasileiras ou, na sua falta, com as normas internacionais, e devem ser capazes de manter a continuidade do serviço prestado em regime normal de operação e durante emergências, sem colocar em risco vidas humanas ou a integridade dos equipamentos;

por ser condição prevista nas normas técnicas, a suportabilidade à sobrecargas temporárias em instalações de transmissão, decorrentes de situações de emergência no Sistema Interligado Nacional, é inerente à prestação do serviço público de transmissão e condição necessária para atendimento aos princípios da regularidade, continuidade, eficiência, segurança e modicidade das tarifas;

é necessário que as capacidades reais das instalações de transmissão sejam disponibilizadas para prestação do serviço público, tanto em regime normal de operação quanto em condições de emergência, de modo a permitir a flexibilização da operação do Sistema Interligado Nacional, maximizar a continuidade dos serviços públicos de energia elétrica, induzir à utilização racional dos sistemas e minimizar os custos de ampliações e reforços das redes;

a prestação de serviços públicos de transmissão se dá mediante a disponibilização das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, por meio do Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão – CPST, ou pela disponibilização das Demais Instalações de Transmissão, não integrantes da Rede Básica, diretamente aos agentes interessados, por meio do Contrato de Conexão à Transmissão – CCT; e

em função da Audiência Pública no XXX, de dd.mm.aa, foram recebidas sugestões de diversos agentes do setor de energia elétrica, bem como da sociedade em geral, que contribuíram para o aperfeiçoamento deste ato regulamentar, resolve:

Art. 1º Estabelecer, na forma desta Resolução, os procedimentos para a determinação da capacidade operativa das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão componentes do Sistema Interligado Nacional.

Justificativa:

Em seus artigos 15 e 16 e incisos, esta minuta de Resolução trata da determinação das Funções de Transmissão, bem como de seus respectivos Pagamentos Base. Sobre o tema, na Nota Técnica nº 028/2004, a ANEEL dispõe (grifos nossos):

24. Para efeito da administração da cobrança e da liquidação dos encargos referentes à prestação dos serviços de transmissão da Rede Básica, em atendimento à regulamentação do art. 12 da Resolução nº 247, visando à cobrança de encargos sobre as indisponibilidades das instalações da Rede Básica e ao carregamento de transformadores, faz-se necessário um referencial descritivo para o tratamento das Funções Transmissão e seus respectivos Pagamentos Base. 25. Neste sentido, visando a utilização nos CPST, nas reclassificações de instalações da Rede Básica, nos respectivos CCT e nos Procedimentos de Rede, ficam definidas e caracterizadas: a) Funções Transmissão – FT, que correspondem às instalações de transmissão agrupadas em conjuntos funcionais solidários, compreendendo o equipamento principal e os complementares, definidas na Tabela I desta Nota Técnica. b) Pagamentos Base – PB, que correspondem a um duodécimo da parcela da Receita Anual Permitida - RAP que cabe às instalações de transmissão que a compõem. Os Pagamentos Base correspondentes às Funções Transmissão definidas acima, são constituídos conforme descrição a seguir: (...)

Entendemos que a presente Audiência Publica tem como foco questões técnicas – o estabelecimento dos procedimentos para a determinação da capacidade operativa

das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão componentes do Sistema Interligado Nacional. Portanto, questões relacionadas às Funções de Transmissão e aos Pagamentos Base, até devido às suas inegáveis importâncias e à quantidade de aspectos não cobertos pelos artigos 15 e 16, devem ser tratados em Audiência Pública específica.

A definição do Pagamento Base possui numerosos desdobramentos, dentre os quais a aplicação da Parcela Variável, a substituição dos equipamentos, a reclassificação das instalações e suas receitas associadas, a revisão das receitas e a conseqüente remuneração das concessionárias de transmissão. Estes temas também deverão ser objeto da Audiência Pública específica, juntamente com as Funções de Transmissão e Pagamentos Base.

DA CAPACIDADE OPERATIVA DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

E RESPECTIVOS FATORES LIMITANTES

Comentário: Para evitar interpretações equivocadas, a Resolução deve explicitar que: a) Capacidade de longa duração é a corrente de projeto, no caso de linhas de

transmissão, ou corrente nominal, no caso de transformadores, observados os eventuais fatores limitantes;

b) Capacidade de curta duração é a corrente máxima que somente poderá ser

utilizada em condições de emergência do sistema e, mesmo assim, como último recurso operativo para evitar corte de carga. Por condições de emergência entendem-se desligamentos intempestivos de função de transmissão.

Art. 2º A Capacidade Operativa de Longa Duração de uma linha de transmissão corresponde ao valor da corrente de projeto, obtido a partir da temperatura de projeto da referida linha, em conformidade com a Norma Técnica ABNT – NBR 5422, de fevereiro de 1985, por meio da aplicação do modelo de cálculo de capacidade de linhas de transmissão com tensão de 69kV até 750kV, descrito na Nota Técnica no 028/2004–SRT/ANEEL, de 7 de dezembro de 2004.

Comentário:

O modelo de cálculo proposto na “Metodologia para Determinação da Capacidade Operativa de Longa Duração de Linhas Aéreas de Transmissão” da Nota Técnica 028/2004 SRT/ANEEL aplica-se a uma faixa restrita de parâmetros ambientais e de diâmetro de condutores. Desta forma, recomenda-se a revisão da Nota Técnica, utilizando unicamente o método Cigré WG22-12 em conjunto com a NBR5422, padronizando os coeficientes para 0,9 de absorção e 0,7 de emissividade, os quais retratam a experiência prática das empresas, de várias entidades de pesquisa e o

critério para carregamento de linha de transmissão do GCOI (Relatório SCEL – GTEE – 07/86). Várias referências apresentam parâmetros de cálculo em que a emissividade dos condutores já atinge 0,9 após dois anos, para ambientes industriais e 0,8 após quatro anos, para ambientes rurais.

A seguir apresenta-se uma amostra experimental da emissividade em função do tempo de operação:

A utilização do parâmetro de absorção do cabo tipo ACSR em várias referências é de 0,9. Esse parâmetro pode variar na faixa de 0,27 (cabos novos) até 0,93 (cabos velhos) conforme Morgan e Cigré). Dessa forma, o valor de 0,9 é largamente recomendado na bibliografia e já utilizado por grande parte das concessionárias brasileiras.

Art. 3º A Capacidade Operativa de Curta Duração de uma linha de transmissão, corresponde às condições de emergência estabelecidas na Norma NBR-5422, cabendo às concessionárias a definição destes limites para cada uma de suas linhas.

Justificativa: Inicialmente, sugerimos a retirada do termo “sobrecarga”, uma vez que a NBR-5422 não define esta condição. Adicionalmente, destacamos que inexistem fundamentos técnicos, inclusive da Norma NBR-5422, que permitam a padronização dos fatores apresentados na Tabela deste artigo. Os fatores para utilização em emergência devem ser obtidos considerando a especificidade de cada linha (parâmetros físicos de projeto e ambientais). Quanto à “Metodologia para Definição do Limite de Carregamento de Linhas de Transmissão para Regime de Operação de Curta Duração”, entendemos que deve ser deixada a cargo de cada concessionária a definição dos limites de cada uma de suas linhas, em função de suas características particulares e de acordo com as normas da ABNT, pelos motivos expostos a seguir. A metodologia proposta no anexo B da Nota Técnica nº 028/2004-SRT/ANEEL, se baseia na redução de 0,59m da distância de segurança do regime de longa duração (método convencional) , para definir as correntes de emergência.

A metodologia considera que em todos os vãos da linha pode haver a citada redução da distância de segurança. Na verdade, a NBR-5422 considera que apenas as

travessias de pedestres, máquinas agrícolas, ruas/rodovias/avenidas e ferrovias não eletrificadas podem ser operadas com alturas inferiores às da condição de operação em longa duração. Desta forma, a redução proposta na distância de segurança da metodologia não pode ser aceita para todas as outras travessias eventualmente existentes ao longo da linha (outras linhas de transmissão, ferrovias eletrificadas, águas navegáveis e não navegáveis, linhas de telecomunicação, telhados e terraços), a não ser que se tenha folga correspondente nas distâncias de segurança existentes nestes vãos.

A utilização desta metodologia para linhas com tensões nominais superiores a 242 kV não tem sustentação na NBR-5422, conforme item 10.4.1 da referida NBR.

A variação de 0,59m só se aplica, com as restrições acima mencionadas, às linhas projetadas pelo método convencional da NBR-5422 (item 10.3.1) e no caso de linhas de 242 kV que tenham cadeia com até15 isoladores. Nas linhas projetadas pelo método alternativo da NBR-5422 (item 10.3.2), a variação de altura permitida é reduzida para 0,21m. Para cadeias de 16 isoladores, esta variação cai para 0,06m.

Desta forma, a redução de altura de segurança proposta na metodologia é função do método considerado no projeto da linha e da quantidade de isoladores da cadeia, não podendo ser generalizada.

A metodologia proposta, ao considerar no seu desenvolvimento apenas o vão básico, comete o engano fundamental de admitir que todos os vãos de qualquer tramo são iguais e nivelados (sem desnível entre os pontos de fixação do cabo). Considerando que esta não é a condição usual da grande maioria das linhas de transmissão existentes, esta metodologia e a Tabela deste artigo perdem todo o seu significado.

Admitindo como válidos o conceito do vão básico, conforme considerado na metodologia (o que será também questionado adiante) e a aproximação da parábola para a curva do cabo suspenso, é fácil estabelecer para um tramo com todos os vãos nivelados, a relação a seguir:

2

1

212⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛D

D=

D

D

L

Lff

qq

onde:

21, LL - comprimentos de dois vãos quaisquer de um mesmo tramo;

θfiD

D

- taxa de variação média da flecha com a temperatura, no intervalo de temperaturas θD , para o vão de ordem .i

A partir da relação acima, foi elaborada a Tabela a seguir, na qual apresentamos a taxa de variação média da flecha por grau Celsius, no intervalo de 20°C a 60°C, para vãos variando de 300m a 1200m, pertencentes a tramos com vãos básicos de 300m a 800m, com o cabo CAA 954 kCM, 45/7, Rail, com EDS de 18% (tração média do vão):

Taxa de variação da flecha com a temperatura (m/°C)

Vão (m) dentro de um tramo com o vão básico Vão

Básico

(m)

Temperatura

(°C)

Flecha

(m) 200 300 400 500 600 800 1200

20 7,58 300

60 9,01

0,016 0,036 0,064 0,099 0,143 0,254 0,572

20 14,29 400

60 15,81

0,010 0,021 0,038 0,059 0,086 0,152 0,342

20 23,09 500

60 24,64

0,006 0,014 0,025 0,039 0,056 0,099 0,223

20 34,06 600

60 35,62

0,004 0,010 0,017 0,027 0,039 0,069 0,156

20 63,08 800

60 64,65

0,002 0,006 0,010 0,015 0,022 0,039 0,088

A análise desta tabela mostra que:

- para um dado vão básico, a taxa de variação da flecha varia com o comprimento do vão, sendo tanto maior quanto maior for a relação entre o vão considerado e o vão básico;

- para um dado vão, a taxa de variação da flecha diminui com o aumento do vão básico.

A conclusão da metodologia em questão, que esta taxa de variação pode ser considerada constante para qualquer vão, o que conduziu aos fatores multiplicativos em discussão, é equivocada. A título de exemplo, consideremos um vão de 600m pertencente a um tramo com vão básico de 400m. A variação da flecha para a variação de temperatura de 16,4°C estabelecida na metodologia seria de

m,,, 4110860416 =·

e não de 0,59 m conforme previsto na metodologia, o que poderia trazer conseqüências graves numa linha real.

Com relação ao conceito do vão básico, já existe um consenso, conforme demonstram diversos trabalhos publicados nos últimos anos, que o mesmo pode acarretar erros consideráveis no cálculo das flechas dos vãos de um tramo, quando

se considera a operação de linhas em temperaturas elevadas. Deve ser considerado, ainda, que o comportamento de cabos CAA em temperaturas elevadas se afasta daquele considerado nos métodos de cálculo usuais. Como resultado, a taxa de variação da flecha com a temperatura poderá ser ainda maior que aquela prevista com a aplicação do conceito do vão básico, conforme a tabela anterior.

Considerando então a grande diversidade de tramos possíveis de existir em uma linha, com seus vãos e desníveis, torna-se impossível estabelecer uma metodologia baseada em fatores multiplicativos ou outros critérios simplistas, para definir critérios de operação em condições que acarretem temperaturas acima das de projeto. Não resta, portanto, outra alternativa senão a de deixar a cargo de cada concessionária a definição dos limites de operação de cada uma de suas linhas, em função de suas características particulares. Desnecessário lembrar que estes limites sempre poderão ser auditados pela ANEEL.

Art. 4º As Capacidades Operativas de Longa e de Curta Duração das linhas de transmissão poderão ter valores inferiores aos definidos, respectivamente, nos arts. 2º e 3º, para situações em que:

I – a linha de transmissão tenha sido projetada de acordo com norma técnica diversa da ABNT – NBR 5422 ; e/ou

II – exista Fator Limitante, definido no art. 10 desta Resolução, que impeça a utilização da capacidade plena da linha de transmissão.

§ 1º A concessionária de transmissão que apresentar valores de capacidade operativa inferiores àqueles definidos nesta Resolução deverá submeter ao ONS Parecer Técnico fundamentado, justificando os números informados.

§ 2º Visando o preenchimento do CPST, o ONS emitirá, em até 30 (trinta) dias contados do recebimento do parecer a que se refere o parágrafo anterior, Laudo Técnico sobre o documento a que se refere o caput, deixando-o disponível para fiscalização da ANEEL.

§ 3º Em caso de divergências entre os valores apresentados pelas concessionárias e os valores definidos pelo ONS, caso estes últimos venham a prevalecer, a responsabilidade civil e penal decorrente de acidentes devidos à aplicação destes valores recairá sobre o ONS.

Justificativa:

Ante a responsabilidade civil das empresas prestadoras de serviço público, e, sabendo que a sobrecarga nas linhas de transmissão imposta pela ONS e ANEEL tende a aumentar o risco de incidentes e/ou acidentes, cumpre-nos destacar não apenas a responsabilidade civil, mas, sobretudo, a responsabilidade penal sob o prisma do dolo eventual (dá-se quando o autor mesmo sabendo do ilícito que pode

causar assume a responsabilidade por este), caso ocorra algum fato tipificado em nosso direito material penal. A responsabilidade penal, evidentemente, recairia sobre a pessoa com poderes para ordenar a sobrecarga, no caso, o ONS.

No que concerne à questão ventilada, podemos dizer que a responsabilidade civil do concessionário quando da prestação de serviço público é objetiva, tendo como supedâneo a teoria do risco, havendo como excludentes a culpa da vítima ou força maior, isso em situações normais. No caso em exame, a intenção em sobrecarregar as linhas de transmissão poderia até mesmo elidir essas excludentes, configurando-se a responsabilidade integral do concessionário.

Assim, visando minimizar essas situações, oferecemos como sugestão que seja incluída na Resolução um artigo que diga "estando as instalações vinculadas ao serviço público de transmissão, projetadas de acordo com as normas técnicas brasileiras, ou, na ausência destas, das normas internacionais, a responsabilidade decorrente de danos causados a terceiros, no caso de sobrecargas temporárias, será do operador ONS".

§ 4º A concessionária de transmissão poderá, com base em critérios técnicos, declarar Capacidades Operativas de Longa e de Curta Duração superiores aos valores calculados conforme os artigos 2º e 3º desta Resolução.

Art. 5º A Capacidade Operativa de Longa Duração de transformador ou autotransformador de potência corresponde à Potência Nominal no último estágio de ventilação.

Justificativa:

A Nota Técnica 028/2004, ao afirmar que o ONS poderá coordenar de forma segura a operação, com os transformadores em sobrecarga, certamente não levou em consideração:

- a inexistência de experiências no Brasil da prática de sobrecargas da ordem de 140 a 150%, em transformador maior ou igual a 100MVA, conforme prevê a NBR-5416/97;

- que não é especificado pelas empresas brasileiras o ensaio de sobrecarga em fábrica, que não é normatizado pela ABNT, deixando assim de ser verificadas e garantidas a adequabilidade do projeto e a qualidade do processo de fabricação para o transformador operar em regime de sobrecarga. Deste modo, não fica garantido que o transformador suportará operar em regime de sobrecarga, pois o processo de fabricação é artesanal, não ficando assegurada a homogeneidade quanto ao dimensionamento e montagem de leeds, contatos, comutadores, buchas, conservadores, núcleo, etc., que poderão provocar elevações anormais de temperatura interna e formação de bolhas que levará a falha com a perda total da unidade. Para empresas, de outros países, que adotam valores elevados de sobrecargas (EUA: AEP/Ohio, APA, Arizona; Chile: Chilectra), são exigidos em fábrica o ensaio de rotina de sobrecarga (algumas também sobre-excitação-110%

para verificar o projeto e fabricação do núcleo), onde é medida e avaliada a taxa de crescimento de gases dissolvidos no óleo;

- que a sobrecarga eleva a taxa de falhas em transformadores [1, 2 e 3], com o agravante do sistema estar operando em condição crítica, sem reserva, contrariando todo esforço das empresas em aumentar a confiabilidade do sistema e evitar “apagões”;

- que os valores limites de temperaturas, de óleo e enrolamentos, praticados pelos fabricantes de transformadores, nacionais e estrangeiros, são inferiores aos valores de temperaturas limites definidos na Norma NBR-5416/97, para condição acima da normal. A utilização de temperaturas acima das definidas pelos fabricantes implica na perda de garantia e perda da indenização pela seguradora;

- que os transformadores, ainda hoje, não possuem dispositivos de medição de temperatura confiáveis, para aplicação e gerenciamento do processo de aplicação de sobrecarga pela NBR-5416/97, que está fundamentada, principalmente, no acompanhamento on-line das temperaturas de óleo e enrolamentos, que crescem rapidamente (exponencial) com a corrente.

Referências bibliográficas para o texto acima: [1] CIGRÉ, G-09, SC-12. “ A Survey of Facts and Opinions on the Maximum Safe Operating Temperature of Power Transformers under Emergency Conditions”. CIGRÉ - Revista Electra Nº 129 [2] CIGRE, D1.11.01. “Service Aged Insulation Guidelines on Managing the Ageing Process”- Jun/2003. [3] ANEEL, “Nota Técnica nº 0032/2001-SRT/ANEEL”. Dez/2001.

Parágrafo único. Para efeito de declaração no CPST, o valor da capacidade do transformador ou autotransformador deverá corresponder à Potência Nominal no último estágio de ventilação.

Art. 6º A Capacidade Operativa de Curta Duração de transformador ou autotransformador de potência corresponde ao valor em condições de emergência, como último recurso antes do corte de carga, será definida nas seguintes condições:

I – para os novos projetos autorizados a partir da publicação desta resolução, as concessionárias de transmissão deverão prever nas especificações a realização dos ensaios de sobrecarga e sobre-excitação em fábrica, para garantir a adequabilidade do projeto e a qualidade da montagem na condição de emergência prevista na ABNT NBR-5416, de 1997;

II – para os demais transformadores deverão ser utilizados os valores informados e atualizados periodicamente pelas concessionárias e que consideram as condições dinâmicas, analisadas continuamente pelos especialistas de manutenção, conforme a NBR-5416.

Justificativa:

Ver justificativas relativas ao artigo anterior.

Art. 7º O ONS deverá desenvolver e incorporar aos documentos operativos do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede os procedimentos para aplicação de carga em transformadores de potência integrantes da Rede Básica, em condições normais e durante emergências, em observância ao estabelecido nos arts. 5 º e 6º desta Resolução.

Parágrafo único. O disposto no caput deverá ser implementado pelas concessionárias de transmissão para aplicação de carga em transformadores de potência integrantes das Demais Instalações de Transmissão, definidas pela Resolução nº 067, de 8 de junho de 2004, e incorporado ao Acordo Operativo do respectivo CCT.

Justificativa:

Os aspectos operativos relativos aos CCT encontram-se nos Acordos Operativos.

Art. 8º As Capacidades Operativas de Longa ou de Curta Duração dos transformadores e autotransformadores poderão ter valores inferiores aos definidos, respectivamente, nos arts. 6º e 7º, observado o disposto nos §§ 1º e 2º do art. 4º desta Resolução, para situações em que:

I – o equipamento tenha sido projetado de acordo com norma diversa da Norma Técnica ABNT – NBR 5416, de 1997; e/ou

II – exista Fator Limitante, definido no art. 10 desta Resolução, que impeça a utilização plena do equipamento.

Art. 9º As Capacidades Operativas de Longa e Curta Duração dos equipamentos de controle de reativo correspondem aos valores nominais de projeto dos referidos equipamentos, de acordo com a respectiva especificação ou norma técnica.

Art. 10. São considerados Fatores Limitantes das Capacidades Operativas de Longa Duração para todas as funções de transmissão, e de Curta Duração para a função linhas de transmissão:

I – a superação de capacidade dos equipamentos terminais e acessórios de linha de transmissão, transformador, autotransformador e equipamento de controle de reativos;

II – as interferências localizadas na faixa de servidão de linha de transmissão; e

III – as deficiências no estado normal de transformador e autotransformador.

Justificativa:

A capacidade de sobrecarga de transformadores não é fixa ao longo do tempo, variando em função de condições dinâmicas (envelhecimento e operação do equipamento).

Art. 11. Os Fatores Limitantes das Capacidades Operativas de Longa e de Curta Duração das instalações de transmissão tornam-se ativos quando a existência dos mesmos provocar aumento nos custos de operação ou de expansão do Sistema Interligado Nacional.

§ 1º O ONS fará constar no “PAR”a relação dos reforços destinados à eliminação de Fatores Limitantes ativos pelas concessionárias de transmissão, bem como os prazos para implementação requeridos por estas, ficando a implantação destes reforços condicionada à autorização da ANEEL, com o correspondente estabelecimento de adicional de receita..

§ 2º Durante o prazo a que se refere o parágrafo anterior, será considerado que a instalação afetada está sob restrição operativa, com a correspondente redução do valor das Capacidades Operativas de Longa e/ou de Curta Duração.

§ 3º Excetuam-se do disposto no parágrafo anterior as restrições operativas existentes nas instalações contempladas pelas resoluções 166 e 167/2000.

Justificativa:

De acordo com as definições dos CPST:

“RESTRIÇÃO OPERATIVA TEMPORÁRIA”: Limitação temporária de uma instalação disponível para operação cujo fator limitante temporário implica em capacidade operativa inferior àquela constante nos Anexos I e II deste CONTRATO;

Ainda de acordo com o CPST:

“Instalações da TRANSMISSORA, que estejam em operação com RESTRIÇÕES OPERATIVAS TEMPORÁRIAS ppoorr aaççõõeess oouu oommiissssõõeess da própria TRANSMISSORA terão seus PAGAMENTOS BASE reduzidos por tempo igual ao de duração da restrição e proporcionalmente à redução da capacidade de transmissão. A redução do PAGAMENTO BASE cessará quando a TRANSMISSORA estiver em condições de eliminar a restrição operativa, ainda que não possa fazê-lo por questões sistêmicas” (grifo nosso).

A avaliação e a valoração dos ativos que constam da Resolução ANEEL no 166, de 31 de maio de 2000, foi estabelecida considerando as características das instalações existentes naquela época, conforme registrados na contabilidade das empresas. Portanto, não cabe a aplicação do conceito de RESTRIÇÃO OPERATIVA TEMPORÁRIA para aquelas restrições de limites de capacidades existentes quando do estabelecimento da Receita Anual Permitida.

Art. 12. O ONS coordenará a operação do Sistema Interligado Nacional e cumprirá as demais atribuições com autonomia para a utilização da Capacidade Operativa de Longa

Duração, e mediante comunicação às transmissoras para a utilização da Capacidade Operativa de Curta Duração das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica durante o regime normal de operação e em condições de emergência, respectivamente, disponibilizadas pelas concessionárias de transmissão, observando as limitações impostas pelos artigos 4º e 8º e o disposto no art. 13 desta Resolução.

§ 1º O disposto no caput em relação ao ONS será observado pelas concessionárias de transmissão quando pertinente à operação das linhas de transmissão, transformadores e instalações de controle de reativo integrantes das Demais Instalações de Transmissão.

§ 2º O ONS somente terá autonomia para utilizar a capacidade de Curta Duração em condições de contingência e após a adoção de todos os recursos operaivos possíveis, à exceção do corte de carga.

Justificativa:

Melhor esclarecimento das responsabilidades.

Art. 13. O ONS deverá propor metodologia, a ser objeto de Audiência Pública, para definição da Capacidade Operativa de Longa Duração Sazonal de linhas de transmissão, correspondente às condições verão-dia, verão-noite, inverno-dia e inverno-noite.

Justificativa:

É importante que esta metodologia para definição da Capacidade Operativa de Longa Duração Sazonal seja objeto de ampla discussão, com o envolvimento dos diversos segmentos da sociedade. A competência para a elaboração deste tipo de norma parece ser da ABNT.

Os parágrafos deste artigo perdem seu sentido, pois serão objetos da própria metodologia.

Art. 14. A Capacidade Operativa de Longa Duração Sazonal das linhas de transmissão integrantes das Demais Instalações de Transmissão deverá estar estabelecida no Acordo Operativo do respectivo CCT, e corresponderá aos valores de carregamento para as condições dispostas no artigo anterior.

Justificativa: Ver justificativa apresentada na proposta de alteração do art. 1º.

Comentários:

A despeito da proposta sugerida no artigo 1º permitimo-nos sugestões adicionais, a seguir apresentadas.

Sobre o critério de rateio do Pagamento Base

Entendemos que o critério de rateio das receitas deveria levar em conta a vida útil dos ativos, de forma similar ao que já vem sendo feito pela Agência (por exemplo, na Resolução 493/2002), bem como o custo de Operação e Manutenção da respectiva Função. A inadequação do critério proposto nesta Audiência Publica para o rateio do Pagamento Base fica patente quando, apenas a titulo de exemplo hipotético, é utilizada como base para o cálculo da aplicação da Parcela Variável sobre equipamentos de diferentes Nesta situação, há uma penalização excessiva dos equipamentos antigos / sub-avaliação do ativo novo.

Sobre o item 24 da NT 028/2004

Dispõe a Nota Técnica 028/2004, em seu item 24 (grifos nossos):

24. Para efeito da administração da cobrança e da liquidação dos encargos referentes à prestação dos serviços de transmissão da Rede Básica, em atendimento à regulamentação do art. 12 da Resolução no 247, visando à cobrança de encargos sobre as indisponibilidades das instalações da Rede Básica e ao carregamento de transformadores, faz-se necessário um referencial descritivo para o tratamento das Funções Transmissão e seus respectivos Pagamentos Base.

Destacamos que a regulamentação das questões grifadas encontra-se pendente. Deste modo, a Agência, na Nota Técnica apresentada nesta Audiência, não deve contemplar a questão dos encargos sobre as indisponibilidades das instalações.

DAS DISPOSIÇÕES FINAIS

Observação:

O art. 17 passa a integrar o Capítulo das Disposições Finais.

Art. 17. Além das condições estabelecidas na Resolução nº 247, de 13 de agosto de 1999, os anexos do CPST e do CCT deverão conter as seguintes informações:

I – as Capacidades Operativas de Longa Duração das linhas de transmissão, transformadores, autotransformadores e dos equipamentos de controle de reativos disponibilizados para a prestação do serviço público de transmissão durante regime normal de operação, disciplinadas na forma desta Resolução;

II – as Capacidades Operativas de Curta Duração das linhas de transmissão disponibilizadas para a prestação do serviço público de transmissão durante condições de emergência, definidas pelas concessionárias de transmissão conforme esta Resolução;

IV – os Fatores Limitantes, ativos ou inativos, das capacidades operativas descritas nos incisos Ie II deste artigo, observado o disposto no art. 10 desta Resolução; e

V – as Funções Transmissão e correspondentes Pagamentos Base.

Justificativa:

As alterações visam manter a coerência com as sugestões relativas ao art. 3º. A retirada do inciso III é justificado pela inexistência do conceito “Capacidade Operativa de Curta Duração” para equipamentos de controle de reativo.

Art. 18. Os dados e valores incorporados no CPST e no CCT, conforme estabelecido no art. 17 desta Resolução, deverão ser enviados à ANEEL para homologação no prazo de até 180 (cento e oitenta) dias após a publicação desta Resolução, bem como disponibilizados em relatórios específicos dos Procedimentos de Rede ou Acordo Operativo do respectivo CCT no mesmo prazo.

Parágrafo único. Sempre que houver alterações na capacidade operativa ou no Pagamento Base das instalações de transmissão, estas deverão ser incorporadas nos relatórios específicos ou no Acordo Operativo, referidos no caput, no prazo de até 120 (cento e vinte) dias após cada reajuste tarifário anual, e incorporadas ao CPST ou ao CCT, após cada revisão tarifária das Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão.

Justificativa:

Consideramos os prazos propostos insuficientes.

Art. 19. Serão incorporados aos documentos operativos do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede ou ao Acordo Operativo dos CCT os dados e procedimentos para carregamento de instalações de transmissão, relativas às disposições dos arts. 7º e 13 desta Resolução, no prazo de até 180 (cento e oitenta) dias após a publicação desta Resolução, sujeitos à fiscalização da ANEEL.

Parágrafo único. Sempre que houver alterações dos valores referidos no caput, estas deverão ser incorporadas aos documentos operativos ou aos Acordos Operativos referidos neste artigo, no prazo de até 60 (sessenta) dias após cada reajuste tarifário anual das concessionárias de transmissão.

Art. 20. As disposições contidas nesta Resolução aplicam-se, no que couber, à capacidade operativa das instalações de transmissão dos sistemas isolados, sem prejuízo do disposto nos respectivos Contratos de Concessão.

Art. 21. Fica delegada competência ao titular da Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT da ANEEL para emitir os atos administrativos necessários à homologação dos contratos a que se refere o art. 18 desta Resolução.

Art. 22. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

EDUARDO HENRIQUE ELLERY FILHO ANEXO À RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº , DE 2004

CARACTERIZAÇÃO DAS FUNÇÕES TRANSMISSÃO

Tabela I