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-VOLUME II

00001

SERVIÇO PÜBLICO FEDERAL

CÓDIGO:

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL SIC/Protocolo-Geral Brasília/DF

Número Processo48500.006747/00-11

Data / Hora Abertura 27/09/2000 16:58:24

InteressadoOPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO-ONS AssuntoREGRAS PARA O PLANEJAMENTO E PROGRAMAÇÃO ELETROENERGÉTICA DA OPERAÇÃO DURANTE O PROCESSO DE IMPLANTAÇÃO DO OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRIC

M O V I M E N T A Ç Õ E S

SEQ. S IG LA CÓDIGO D A TA SEQ. SIG LA C Ó D IG O D A

01 r. ç r . /' ! 1 v' i n i k m 15 /02 / / 16 /03 / / 17 /04 / / 18 /05 / / 19 /06 / / 20 /07 / / 21 /

06 / / 22 /

09 / / 23 /

10 / / 24 /

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14 / / 28 /

AS MOVIMENTAÇÕES DEVERÃO SER COMUNICADAS AO PROTOCOLO

ANEXOS:

Documento Cópia - SICnet

Mota Técnica ne 004/2002-SRT/ANEELEm 07 de fevereiro de 2002.

Assunto: Procedimentos de Rede Módulo 10: MANUAL DE PROCEDIMENTO DA OPERAÇÃO.

1- Introdução

Inicialmente o Módulo 10 - Manual de Procedimentos da Operação, revisão 1, dos Procedimentos de Rede foi aprovado pelo Conselho de Administração do ONS em dezembro de 1998 e pela ANEEL, mediante a Resolução ns 025, de 10 de fevereiro de 1999. A presente revisão 2 em análise foi aprovada peto Conselho de Administração do ONS em 27 de junho de 2001, entrada em vigência nessa mesma data e encaminhada a ANEEL em 5 de julho de 2001 para aprovação. Os pontos fundamentais da adequação/ revisão são:

• Nova formatação para integração aos Procedimentos de Rede;

• Nova Organização e Estrutura do MPO, arranjados como submódulo;

« As regras e Normas de Operação são submódulos;

• As Instruções de operação, Rotinas, Ajustamentos e Regulamentos são aprovados pelo ONS e passam a fazer parte dos Procedimentos de Rede;

• Adequados os procedimentos de pós-operação de forma abrangente e os relatórios colocados em rotinas;

• Inseridos procedimentos para apuração das responsabtlidadesfCPST - Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão) e para atendimento a Resolução ANEEL rw 024, de e ultrapassagem de demanda para CUST( Contrato de Uso do Sistema de Transmissão);

• Agregados os Ruxogramas dos Processos do Volume II a cada submódulo correspondente;

• Agregado o Glossário do MPO ao Glossário dos Procedimentos de Rede;

• A definição das Redes Complementar, de Supervisão e de Simulação são objetos do Módulo 23 "Critério”;

• Operação dos Sistemas de Reservatório do SlN(Sistema interligado Nacional) coordenada pelo ONS permanentemente e não apenas no controle de cheias;

Processo de Certificado de Habilitação Técnica, Saúde Física e Perfil Psicológico oara operadores de sistema e instalações que atuam na Rede de Operação; /


(Fls.02 da Nota Técnica m 004/2002^SRT/ANEEL, de 07/02/2002)

• Planejamento para simulação de treinamento de do sistema;

• Planejamento anual de execução de ensaios para emissão de certificado de capacidade de auto restabelecimento de Usinas;

• Requisitos mínimos para Centros de Operação dos Agentes;

• Obrigatoriedade do Uso de técnicas de comunicação verbal.

Os pontos tocados na análise toram os pontos fundamentais da adequação/revisão alémde outros tais como: Centros de Operação do ONS e dos Agentes; diagramas de função; terminologia; compatibilidade entre os submòdutos; compatibilidade entre Glossário e submódutos

1,2 Objetivo do Módulo

Definir as responsabilidades e estabelecer os procedimentos operacionais a seremseguidos pelo ONS e pelos Agentes envolvidos na operação da Rede de Operação e das interligações internacionais.

2 -Análise do Módulo

2.1 Apresentação/Composição

Foram identificados os seguintes problemas:

• A revisão não é “Ü(zero)D mas sim J2(doi$)' ;

• Incorreções ortográficas, de referência e de terminologia, algumas incompatibilidades entre o Glossário e os submódutos, e diagrama de função impossível de se ler;

• Submódulo 10.1 COS * Cerrtros de Operação do Sistema e COL - Centro de Operação do Sistema Local, apesar de serem de propriedades dos Agentes e contratados pelo ONS, aparecem no texto como Centros de Operação do ONS, entretanto no Submódulo 10.2, o COS aparece como do ONS e COL oomo Centro contratado pelo

* Item 4.5 do Submódulo 10.3 - “Instruções de Operação do Sistema Eietroenergético, as Rotinas Operacionais, Ajustamentos Operativos e Regulamentos Internacionais contida nos Submódutos 10.21 a 10.24, ainda que sendo também Procedimentos de Rede, estão dispensados do processo de provação pelo Conselho de Administração do ONS e pela ANEEL, por serem instrumentos operativos de autorização freqüente que detalham e especificam procedimentos operacionais. Estes documentos são elaborados em estrita observância ao conteúdo já aprovado nos submódutos 10.1 .a 10.20, com participação dos Agentes, sendo o ONS responsável pela aprovação através de seus Centros de Operação”. Suscita certa dúvida esse fato da ANEEL aprovar os Procedimento de Rede sem apreciar documentos que os compõem, talvez fosse melhor incorpora-lo a outro documento do ONS que não necessite aprovação da ANEEL;

• Rede Complementar que compõe a Rede Operação, è definida conforme critérios estabelecidos em módulo especifico dos Procedimentos de Rede, porém definida sem participação da ANEEL e sem ser submetida a sua aprovação depois de definida;

1.1 Foco da Análise

ONS;.


(Fte.03 da Nota Técnica na 004/2002-SRT/ANEa, de 07/02/2002)

• Centros de Operação(COS E COL) de propriedade de Agentes e contratados peto ONS, que muita vezes supervisiona, controla e coordena, por delegação desse, a operação de sistema e instalações de outros Agentes, os quais às vezes süto seus próprios concorrentes, inclusive recebendo informações desses, que podem ser sigilosas, criando assim para o ONS e alguns Agentes um certo desconforto;

• Interposiçdo às vezes em demasia de Centro de Operação entre a coordenação/supervisão e a execução, que pode interferir no bom desempenho da operação principalmente nos seus aspectos de agilidade, segurança e caracterização de responsabitidade, sobretudo na recomposição do sistema quando da ocorrência de desligamento;

• Submódutos 10.15,10.16 e 10,17. pela similaridade desses submódutos e a forma seqüencial de ações, há muita repetição de textos;

• Conforme subitem 3.1,b do Submódulo 10.18 as rotinas e procedimentos básicos para apuração e cálculos dos indicadores do desempenho do sistema e de seus equipamentos fazem parte do Submódulo 10.22, portando não são aprovados pela ANEEL, podendo serem alterados sem seu conhecimento, isto acontecendo, quando da análise dos índices de desempenho de determinado sistema, por parte da ANEEL, poderá levar a conclusões equivocadas.

Não se identificou no documente nenhuma inconformidade com a legislação vigente.

Não foi observada nenhuma inconsistência com o Modelo do Setor Elétrico, estando nodocumento claramente definidas as responsabilidade do ONS e dos Agentes e estabelecidos os procedimentos a serem seguidos por eles para operação da Rede de Operação e das interligações internacionais.

2.4 Responsabilidades

As responsabilidades são dos Centros de Operação do ONS e dos Centros de Operaçãodos Agentes. A grande interposto de Centros de Operação, conforme mencionada no subitem 2.1, podem vir a comprometer a clara caracterização de responsabilidade

2.5 Compatibilidade entre Módulos

2.2 Conformidade com Legislação

2.3 Consistência com Modelo do Setor Elétrico

Existe algumas incompatibilidade conforme exposto no subitem 2.1.

2.6 Pontos Abordados Não Pertinentes ao Módulo

Não Consta.

2.7 Pontos Não Abordados

Não foi observado.


(Fls,Q4 da Nota Técnica na 004/2D02-SRT/ANEEL, de 07/02/2002)

3 Conclusões e Recomendações

O Móduio 10: Manual de Procedimento da Operação dos Procedimentos de Rede, em uma primeira análise, não apresenta característica impeditiva para sua utilização, no entanto, torna-se conveniente proceder algumas correções de imediato e posteriormente aprofundar os estudos sobre alguns dos pontos mencionados no subitem 2.1, visando a correções ou minimização de distorções, conforme sugestões apresentadas abaixo.

3.1. Sugere-se aprovar a presente revisão 2 do Manual de Procedimentos da Operação, em caráter provisório, com as seguintes determinações:

• Retificar a revisão de “0(zero)” para ̂ (dois)”;

«Fazer as necessárias correções ortográficas, de referências e terminologia, compatibilizar o Glossário com os Submódutos e melhorar o diagrama de função, tornando-o mais legivei:

• Compatibilizar o Submódulo 10.1 com o Submódulo 10.2, retirando do titulo do subitem3.3 desse Submódulo a palavra “contratados”

• Fundir os Submódutos 10.15,10.16 e 10,17 num único Submódulo, permitindo assim uma otimização do MPO, evitando superposições desnecessárias;

• Incorporar as rotinas e procedimentos básicos para apuração e cálculos dos indicadores do desempenho do sistema e de seus equipamentos a algum dos submódulo que seja aprovado pela ANEEL

3.2. Sugere-se que, para aprovação definitiva da revisão em anàtise do Manual de Procedimentos de Operação, sejam aprofundados os estudos sobre o restante dos pontos indicados no subitem 2.1 da presente Nota Técnica.

Composição do grupo de análise: /Líder do Grupo: Ivan Marques de Toledo Camargo /Assessoria) Ia # Líder do Módulo: Oswaldo Alves de Souza (SCG)

Componentes:João Odilon Freitas e Silva (Assessoria) ..Jarbas Raimundo de Albano Matos (SCT) v.Paulo Ludano Carvalho (SFE)Marcelo de Metlo GomkJe Loures (SFG) Jm Mefchior de Melo Neto (SRT) fâ c r M


€ * ANEEL

Memorando n° 166/2002-SFE/ANEELEm, 18 de junho de 2002

Ao: Superintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão Davi Antunes Lima

Assunto: Procedimentos de Rede - Módulo 10.

Em atenção ao Memorando n* 020/2002-SRT/ANEEL de 28/02/2002, que trata dos Procedimentos de Rede - Módulo 10 (Manual de Procedimentos de Operação), Revisão 2, temos as seguintes observações a fazer, visando subsidiar a publicação de ato especifico da ANEEL que autorize a sua utilização em caráter provisório.

2. Esclarecemos que as referidas observações decorrem da avaliação do Módulo 10 levandoem conta as análises procedidas pela SFE sobre as ocorrências envolvendo o Sistema Interiigado Nacional.

3. As observações são as seguintes:

- As ações de caráter sistêmico da operação do sistema interligado nacional devem ser realizadas, tanto quanto possiveL de modo mais direto e objetivo.

- Nesse sentido, deve-se buscar um ajuste do Módulo 10 de modo a permitir que, emsituações que envolvam mais de uma instalação, os Centros de Operação do ONS atuem diretamente no telecomando de recursos de controle automático de tensão e de esquemas de controle de emergência, instalados nos centros de operação dos agentes envolvidos, sem depender da aceitação por parte desses.

- Do mesmo modo, em situações de necessidade de uma ação de controle urgente, para garantia da segurança do sistema interligado nacional ou no seu restabelecimento, deve-se buscar adequar o Módulo 10 para que seja permitido aos Centros de Operação do ONS relacionarem-se diretamente com as instalações envolvidas, independentemente do tipo dessas instalações e de contato prévio com outro órgão ou instalação do agente.

- As análises de caráter sistêmico das perturbações do sistema interiigado nacional podem ser iniciadas de forma mais expedita e consistente desde que os dados de seqüência de eventos coletados petos agentes e transportados para as suas centrais de análise sejam simultaneamente transportados também para o ONS.


€ * ANEEL

(Fls. 02 do Memorando n° 166/2002-SFE/ANEEL, de 18/06/2002)

- Assim, deve-se orientar uma revisão do Módulo 10 de modo que os dados de seqüência de eventos sejam enviados, em tempo real, tanto para as centrais de análise dos agentes como para o ONS.

- A operação do sistema interiigado nacional, realizada pelo ONS com a contratação dos centros de operação pertencentes aos agentes, gera ou deixa margem para que surjam situações conflituosas dos agentes entre si ou com o ONS. Esses conflitos ocorrem porque os centros contratados atuam tanto no interesse da empresa a que pertencem quanto em atendimento aos comandos dos Centros de Operação do ONS, que são de caráter sistêmico e nem sempre convergem com os interesses dos agentes.

- Em face dessa questão, deve-se orientar a adoção de medidas que possam dotar o ONS de estrutura própria para desempenhar as suas atribuições operacionais, dispensando-se, assim, a necessidade de contratação de centros de operação dos agentes. Sugere-se, portanto, que o ONS apresente proposta de solução para esse problema, de curto ou mèdio prazo, prevendo as respectivas alterações no Módulo 10.

Atenciosamente,

Superintendente d , trviços de EletricidadePAULO fRI LOPES


€ * ANEEL

Nota Técnica n* 049/2002-SRT/ANEELEm 12 de dezembro de 2002

Assunto: Análise da Revisão 2 do Módulo 10 Procedimentos de Rede.

dos

1 - Introdução

Esta Nota Técnica complementa a anteriormente emitida pelo grupo de análise do Módulo 10 (Revisão 2) de n* 004/2Q02-SRT/ANEEL, de 07 de fevereiro de 2002, visando a autorização do mesmo, para utilização em caráter provisório.

2 - Desenvolvimento da Análise

2.1 - Após a emissão da Nota Técnica referida acima, a SRT encaminhou à SFE, a pedido daquela Superintendência, o processo n* 48500.000722/99-54 que trata do assunto, por meio tio memorando n“Q20/20Q2-SRT/ANEEL, de 28 de fevereiro de 2002, visando sua análise, tendo em vista principalmente as ocorrências envolvendo o Sistema Interligado Nacional.

2.2 - Ressalta-se também, que, o ONS apresentou à ANEEL, em 18 de junho de 2002, um resumo de alguns aspectos mais debatidos durante o Workshop especifico sobre o módulo 10 e no Comitê Técnico de elaboração de sua Revisão 2, anexo ao processo em pauta, observando que a ANEEL deveria, em sua análise, avaliar as propostas feitas pelo ONS.

2.3 - Em 18 de junho de 2002, a SFE emitiu o memorando n° 166/2002-SFE/ANEEL para a SRT, anexo ao processo, destacando as seguintes observações:

- As ações de caráter sistêmico da operação do sistema interiigado nacional devem ser realizadas, tanto quanto possível, de modo mais direto e objetivo.Nesse sentido, deve-se buscar um ajuste do Módulo 10 de modo a permitir que, em situações que envolvam mais de uma instalação, os Centros de Operação do ONS atuem diretamente no telecomando de recursos de controle automático de tensão e de esquemas de controle de emergência, instalados nos centros de operação dos agentes envolvidos, sem depender da aceitação por parte desses.

- Do mesmo modo, em situações de necessidade de uma ação de controle urgente, para garantia da segurança do sistema interligado nacional ou no seu restabelecimento, deve- se buscar adequar o Módulo 10 para que seja permitido aos Centros de Operação do ONS relacionarem-se diretamente com as instalações envolvidas, independentemente do tipo dessas instalações e de contato prévio com outro órgão ou instalação do agente.


C * ANEEL(Fis. 2 da Nota Técnica ne 049/2002-SRT/ANEEL, de 03/12/2002)

- As análises de caráter sistêmico das perturbações do sistema interligado nacional podem ser iniciadas de forma mais expedita e consistente desde que os dados de seqüência de eventos coletados pelos agentes e transportados para as suas centrais de análise sejam simultaneamente transportados também para o ONS.

- Assim, deve-se orientar uma revisão do Módulo 10 de modo que os dados de seqüência de eventos sejam enviados, em tempo real, tanto para as centrais de anàtise dos agentes como para o ONS.

- A operação do sistema interligado nacional, realizada pelo ONS com a contratação dos centros de operação pertencentes aos agentes, gera ou deixa margem para que surjam situações conflituosas dos agentes entre si ou com o ONS. Esses conflitos oconrem porque os centros contratados atuam tanto no interesse da empresa a que pertencem quanto em atendimento aos comandos dos Centros de Operação do ONS, que são de caráter sistêmico e nem sempre convergem com os interesses dos agentes.

- Em face dessa questão, deve-se orientar a adoção de medidas que possam dotar o ONS de estrutura própria para desempenhar as suas atribuições operacionais, dispensando- se, assim, a necessidade de contratação de centros de operação dos agentes. Sugere- se, portanto, que o ONS apresente proposta de solução para esse problema, de curto ou médio prazo, prevendo as respectivas alterações no Módulo 10.

2.4 - Cabe destacar que as observações apresentadas acima pela SFE, abordam, de forma geral, as propostas feitas pelo ONS citadas no item 2.2 desta Nota Técnica.

2.5 - Em reunião realizada no dia 05 de dezembro de 2002, entre a SRT/ANEEL e o CNOS/ONS, aquele órgão ratificou e esclareceu todos os pontos propostos, acrescentando a sugestão da necessidade de que para a consecução, em tempo real, das ações operativas do ONS, entre seus Centros de Operação e os executores diretos das manobras e atuações sobre os equipamentos das instalações, deve existir no máximo um interlocutor( órgão de operação do agente).

3 - Conclusão

Diante do exposto, e tendo em vista que as ações de caráter sistêmico da operação do Sistema Interligado Nacional - SIN devam ser realizadas, tanto quanto possível, de modo mais direto e objetivo, sugere-se que sejam incorporados na revisão 2 do Módulo 10, os seguintes aspectos:

I - as ações imediatas de controle para garantir a segurança do Sistema Interligado Nacionalou o seu restabelecimento devem ser feitas pelo ONS, que comandará diretamente equipamentos de instalações previamente definidas como relevantes, caso os relacionamentos usuais com os Centros de Operação dos. Agentes não estejam atendendo às necessidades do sistema no momento;

II - dentre as instalações relevantes de que trata o inciso anterior deverão estar incluídas asusinas comandadas pelo Controle Automático de Geração - CAG, as instalações pertencentes aos troncos de recomposição, as instalações classificadas como criticas nos Procedimentos de Rede, bem como os recursos de controle automático de tensão de barras pré-definidas e os Esquemas de Controle de Segurança - ECS, cabendo aos


€* ANEEL(Fls. 3 da Nota Técnica n* 049/2002-SRT/ANER, de 03/12/2002)

concessionários o provimento dos recursos de telecomunicação operativa aos Centros de Operação do ONS;

III - os dados dos seqüenciadores de eventos deverão ser enviados, em tempo real, para os Centros de Operação do ONS e para as centrais de análise, utilizando os sistemas de supervisão e controle; e

IV - entre o comando da operação efetuado pelo ONS em seus Centros de Operação e a execução direta da manobra pela atuação sobre os equipamentos deve existir, no máximo, um interlocutor (órgão de operação do agente).

:LO NETOMatrícula 1281990

De acordo:

Superintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão


C * ANEEL

Nota Técnica n.° 008/2003-SRT/ANEELEm 06 de março de 2003.

Assunto: Anáfise de Revisão 2 do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede.

I- DO OBJETIVO

A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar as avaliações e conclusões desenvolvidas pelo Grupo de Análise da Revisão 2 do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede, decorrentes do atendimento ao Despacho ANEEL 649, de 24 de dezembro de 2002.

II-DOS FATOS

2. As Notas Técnicas n 004 e 04Õ/20Q2-SRT/ANEEL, apontam a necessidade de aperfeiçoamentos no Módulo 10-Revisão 2, notadamente no que se refere as ações de caráter sistêmico da operação do Sistema Interligado Nacional - SIN, as quais devem ser realizadas, tanto quanto possível, de modo mais direto e objetivo.

3. O Despacho ANEEL 849 determinou ao ONS a implementação de alterações da minute da Revisão 2 do módulo 10, contemplando os requisites expostos no item acima.

4. Em 24 de janeiro dô 2003 o ONS encaminhou à ANEEL por mete da Carta ONS- 088/100/2003, a nova minuta da Revisão 2, em atendimento as disposições contidas no referido Despacho.

5. A avaliação deste nova minuta pelo Grupo de Análise apontou a necessidade de se procederpequenos ajustes de forma e conteúdo que foram realizados e encaminhadas à ANEEL pelo ONS, por meio da carta ONS-083/100/2003, de 13 de fevereiro de 2003.

III - DA ANÁLISE

8. Após a avaliação da Revisão 2 do Módulo 10, encaminhada à ANEEL pela Carta ONS-083/100/2003, o Grupo de Análise considerou atendidas as alterações dispostas no despacho ANEEL 849.

7. Cabe ressaltar que, em reunião matizada entre a SRT/ANEEL e ONS, ficou definido que ossubmódulos de caráter operacional, que requerem ajustes e atualizações constantes em função da dinâmica do sistema, são parte integrante dos Procedimentos de Rede mas não necessitarão ser submetidos à aprovação da ANEEL, devendo, entretanto, serem disponibilizados aos Agentes e sujeites a ação de fiscalização por parte da Agência.

4-8352 $ / o ò -c o


(Fls. 02 da Nota Técnica 006/2003-SRT/ANEEL, de 06/03/2003)

€ * ANEEL

IV-DA CONCLUSÃO

8. Considerando os pontos abordados no ttem lll desta Nota Técnica, a avaliação do Grupo deAnálise é a de recomendar a autorização para utilização em caráter provisório da Revisão 2 do módulo 10 dos Procedimentos de Rede, encaminhado à ANEEL por meio da Carta ONS-G83/100/2003, de 13 de fevereiro de 2003.

Grupo de Análise:

OSWi VES DE SOUZA1283430

MEfòMOR DE MELO NETOMatricula 1281990

MÁRCI UE1RADAGAMAátrícula 13536516

LMIS HENRIQUE BASSIALJHIBD/18

V ( M M M A ~ k x í a - AODEMR JOSÉ DQStREIS

Matricula 1351

(9 oX J ^ LDAVI ANTUNES UMA

Superintendente de Reputação dos Serviços de Transmissão


dtrtfttifl NtviUH&i a i Cxmti>A E a w w

Memorando m Ü75/2Ü03-SRT/ANEELEm 04 de julho de 2003.

Ao Superintendente de Fiscaftzação Econômica e Financeira - SFE Paitio Henrique Sil vesti Lopes

Assunto: Centros Contatados do ONS

Ratificamos o acordado entre a SRT e a SFE, após a reunião realizada no dia 16/06/2003 entre a ANEEL e o ONS para discutir a descontratação dos Centros de Operação, no que diz n&peto a realização de uma ação de fiscalização no ONS, objetivando analisar os principais aspectos relacionados a motivação para se proceder a referida descontatação.

2. A Ata da reunião e seu anexo foram encaminhados a V.Sas. por e-maii em 27/06/2003.

3. O anexo da referida ata contem, sob o ponto de vista do ONS, o detalhamento dos aspectos relevantes referentes a descontatação,

4. Ressaltamos que o processo de emissão da Resolução que aprovará a revisão 2 do módulo 10 dos Procedimentos de Rede, está paralisada aguardando o resultado desta ação de fiscalização, razão pela qual solicitamos de V.Sa a agilização das providências.



€ * ANEELAgência Nacional de Energia Elétrica

Note Técnica m 029/2003-SRT/ANEELEm 30 de outubro de 2003.

Assunto: Centros de Operação Contratados pelo ONS.

I-D O OBJETIVO

A presente Note Técnica tem por objetivo apresentar as avaliações e recomendações a respeito da contratação atual, pelo ONS, dos Centros de Operação das Concessionárias de Transmissão.

II-D O S FATOS

Existem atualmente 22 Centros de Operação, sendo o CNOS e 4 COSR de propriedade do ONS e, 4 COS e 13 COL de propriedade das concessionárias de transmissão. Estes centros estão organizados em uma estrutura de três niveis hierárquicos, Nacional (CNOS), Regional (COSR e COS) e Local (COL).

2. A portaria do MME n*468, de 02 de outubro de 2002, estabelece as condições para atransferência dos ativos constitutivos do CNOS e dos Centros de Operação do Sistema, de propriedade das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e de suas subsidiárias, respectivamente, para o ONS, de acordo com o disposto no Art 15 da Lei 9648, de 27 de maio de 1998.

3. Os 17 Centros de Operação de propriedade das Concessionárias de Transmissão são contratados pelo ONS para exercerem basicamente, atividades de supervisão e controle da Rede de Operação Sistêmica, sob a coordenação de Centros de Operação próprios do ONS, e a coordenação, supervisão e controle da Rede de Operação Regional/Local. Este contratação mostrou-se inicialmente necessária, dado o alcance parcial do controle dos Centros próprios do ONS, sobre a área de atuação das concessionárias envolvidas.

4. Tendo em viste a consecução das premissas que indicavam uma fase transitória na estruturação dos Centros de Operação, a experiência adquirida na operação do Sistema interligado Nacional - SÍN, a necessidade de regularização do escopo previsto para a atuação direta do ONS na operação (to sistema, bem como a manifestação peto ONS de diversos outros aspectos de ordem prática relacionados ao assunto, foram realizadas reuniões nos dias 09 e 16/06/2003, entre a ANEEL e o ONS, visando a avatiação das informações e dados relativos a descontratação dos Centros de Operação.


€ 3 ANEELAíiftfCtó ffoCJWMt DE fNEffCM EitmCA

(Fls. 2 da Nota Técnica m 029/2003-SRT/ANEEL, de 30/10/2003)

5. O ONS apresentou na reunião do dia 16/06/2003 um relatório intitulado: “Análise Estratégica Sobre os Centros Contratados do ONS”, abordando os diversos aspectos relacionados ao assunto, como: principais benefícios da descontratação dos Centros, estratégias de absorção das atividades dos Centros contratados pelos Centros próprios do ONS, condições e prazos para a descontratação e para a transferência de atividades dos Centros contratados, custos estimados da descontratação, etc. As alas das citadas reuniões e o relatório, anexo às mesmas, encontram-se nos autos do processo n* 48500.000722/99-54.

6. Após avaliação e discussão dos aspectos apresentados pelo ONS em seu relatório, a SRT encaminhou o Memorando n* 075/2003-SRT/ANEEL, de 04/07/2003, à SFE, solicitando a realização de uma ação de fiscalização no ONS, objetivando constatar os principais aspectos abordados, relacionados a descontratação dos Centros.

7. A SFE realizou a referida fiscalização, no perfodo de 01/07/2003 a 12/09/2003, por melo de reuniões, visitas aos Centros de Operação e análise documental, elaborando o Relatório de Fiscalização encaminhado a SRT, por meio do Memorando n* 199/2003-SFE/ANEEL, de 24/09/2003. O leiatório e toda a documentação resultante da fiscalização encontram-se anexos ao processo n* 48500.003498/03-47.

III - DA ANÁUSE

De acordo com a Legislação vigente, cabe ao ONS, a supervisão, coordenação e controle do sistema interiigado nacional, e ás empresas cabe a operação locai das instâtações de sua propriedade que se situam na Rede de Operação, cuja responsabilidade operacional é do ONS. A operação local se dâ com a realização do comando e execução das manobras correspondentes às açfies de controle requeridas. Obviamente, cabe também ás empresas a operação gera) das demais instalações de sua propriedade.

2. A contratação dos Centros das empresas que já atuavam na operação do sistema para aprestação de serviços de operação, fez parte da estratégia de implantação do modelo representando uma fase de transição, que pode ser interrompida a qualquer tempo, conforme disposto na seguinte cláusula do CPST: ttA prestação de SERVIÇOS DE OPERAÇÃO pela TRANSMISSORA poderá ser interrompida, a qualquer tempof mediante comunicação por escrito pelo ONS, com antecedência mínima de 120(cento e vinte) dias, observada a legislação pertinente’'.

3. Esta contratação nâo representa custos ao ONS, pois os mesmos são cobertos pela Receita Anual Permitida das Transmissoras.

4. Hoje, com o transcurso de quase cinco anos de atividade do ONS, a consolidação da operação do sistema e a implantação dos Procedimentos de Rede, a interrupção da prestação de serviços de operação, disposta nos CPSTs, leva à regularização da organização da operação do sistema interiigado nacional.

5. Ê importante ressaltar os seguintes pontos abordados peio ONS em seu relatório citado no itemII-5 da presente Nota Técnica:

5.1 A descontratação dos Centros deverá ser realizada com a transferência de suas atividades de caráter sistêmico para os Centros próprios do ONS, permanecendo com os Centros Contratados as funções especificas de sua responsabilidade - comando e execução da operação das instalações;


€ 0 ANEELAtéttm íiAcmAi u Entsm e u w c a

(Hs. 3 da Nota Técnica na 02&2003-SRT/ANEEL, de 30/10/2003)

5.2 Descontratação/ absorção - estimativa preliminar;

Centros a se ram descontrolados Centro que kk absorver «e funções

Centras de Operação Locai - COL Tereelna, Fortaleza, Paulo Afonso, Salvador e Recite COSRRecifeCentros de Operação Local - COL São Luis, Belém e Concentrador de dados de TocantinsCentros de Operação local - COL Campinas, Fumas, Humbiara, Jacarepaguá, Goiás, Cuiabá COSR- Rio tfe JaneiroCentro de Operação do Sistema Minas Gerais.Nota: já existe atualmente prática de absorção da fonçãe de CAG pelo COSR-Rio de Janeiro.Centros de Operação de SPauto. COSR-BrasíliaCentros de Operação Rio de Grande do Sul e Paraná COSR-Fforianópolis

5.3 Custos relativos a absorção das funções dos Centros contratados. Estes dados deverão ser confirmados por estudo técnico abrangente a ser elaborado pêlo ONS:5.3.1 Custos associados à infira - estrutura;

Atfvktade

! Custeio (Comunicação) 1 Irti mrflftBftnln II llWvStluWluO |i Voz Dados ]

i Serviços EquipamentosQuantidade(Canais)

CustoRfflMs

Cbumfttad»(Canais)

CustoJ$M8s

Descontratação dos COLs Teresína, Fortaleza, Pauto Afonso, Salvador e Recife

10 25000,00 I - - -

Descontratação dos COLs São Lute, Belém e Concentrador de dados de Tocantins

5 12.500,00 2 2.000,00 - -

Descontratação dos COLs Campinas, Furnas, ttumbíara, Jacarepaguá, Goiás, Cuiabá 1

4 10.000,00 - - - -

Descontratação do Centro de Operação Minas Geras. - - - - 200,000,0c2 -

Descontratação do Centro de Operação Sâo Paulo i 20 50.000,00 - 400.000,00? -

Descontratação dos Centros da Operação Rio de Grande do Sul e Paraná

5 12.500,00i

2 0.000,00jj -

Custos Adicionais Totais- .

m iTTüTüM I Ttooüroo 600.000,W) -Total de responsabilidade dos Agentes 110.000,00 |Total de responsabilidade do ONS 11.000,00 600.000,00

2 Tratam-se de serviços contratados externamente ao ONS paia a oorrçfemeritação da beoe da ctecfoa e teias do COSR-Ro de Janeiro para absorver todos dados do atual Certro de Operação Minas gerais.a Tratam-se dos serviços contratados externamente para a criação da Base cte Dados e (elas do COSR-Brasflia absorvendo as dados do atual Centro da Operação S.Paito.

p -


€ 9 ANEELAgÍ hcia Nacional o í EuE&m Elétrica.

(Fís. 4 da Nota Técnica m 029/2003-SRT/ANEEL, de 30/10/2003)

5.3.2 Custos associados à pessoal;

Centro Necessidade de Pessoal Custo R$/MêsCNOS Não há necessidade de acréscimo de pessoal

R$163.000,00

COSR-Recife Não há necessidade, uma vez que a equipe do ONS atualmente responsável pela Região Norte do pais será deslocada para o COSR- Recife, acrescida de 2 engenheiros de pós operação.

COSR-Rio de Janeiro

Necessidade de uma equipe de 6 operadores e 3 engenheiros de normalização e de pré e pós operação.

COSR- Brasília Necessidade de três equipes de 6 operadores e 6 engenheiros de normatização e de pré e pós operação

COSR-Florianópolis

Necessidade de uma equipe de 6 operadores e 2 engenheiros de normatização e de pré e pós operação.

6. Por fim» transcreve-se abaixo as conclusões apontadas pelo relatório de fiscalização da SFE, quesão fundamentais para as considerações e decisão sobre o tema em questão:

R1. A transferência do controle da Rede de Operação hoje exercido pelos centros contratados para os centros próprios do ONS ê prevista no CPST e permite que:

1.1. a determinação, feita aos agentes, das ações de caráter sistêmico a serem executadas sobre a Rede de Operação não fique mais sob a responsabilidade de outro agente» e, sim, apenas do Operador Nacional:

1.2. eventuais atrasos na execução da operação ou outros tipos de ocorrência que afetam o sistema não possam ser atribuíveis a interesses empresariais do agente contratado, como ocorre hoje, minimizando, assim, as possibilidades de conflitos operacionais; apesar de que a transferência trás com ela a Inclusão de uma etapa adicional na efetivação das ações de operação requeridas e que são, hoje, exercidas pelos centros contratados;

1.3. a atuação dos centros próprios do ONS se dê de modo coerente com o conceito da hierarquia operacional estabelecido para o sistema interiigado nacional, regularizando-se o papel dos ateres, agentes e ONS, na hierarquia operacional;

1.4. a atualização dos dados operacionais do sistema corporativo do Operador Nacional seja feita de forma direta, pelos seus próprios centros de operação;

1.5. se promova a otimização do número de centros envolvidos com o controle da Rede de Operação, tomando-se como base as regiões eletroenergèticas do Brasil;

1.6. haja uma maior uniformização no desempenho e na atualidade do sistema de supervisão e controle dos centros e nos programas de treinamento dos operadores de sistema responsáveis pelo contrate da Rede de Operação.


€ * ANEELA t é t t C l * N A C m i .{ f l f E n f í g í a £ l ( W C A

(Fts. 5 da Nota Técnica tf Q29/20G3-SRT/ANEEL, de 30/10/2003}

2. Uma eventual transferência para o ONS apenas das atividades relativas á Rede de Operação Sistêmica, acompanhada da transferência também da coordenação da operação da Rede de Operação Regional/local, permanecendo contratadas as atividades referentes á supervisão e controle da Rede Regional/Local, reduziria o foco dos questionamentos sobre a atuação da empresa proprietária do centro contratado e os demais problemas constatados à operação dessa rede, mas não os eliminaria.

3.0 controle assumido pelo ONS, da operação de alguns novos empreendimentos situados na área de atuação dos centros contratados, efimina o espaço para a ocorrência de eventuais conflitos entre a empresa dona da nova (tora e a concessionária proprietária do centro contratado (já que, em determinadas situações elas poderiam posicionar-se como concorrentes entre si), mas, por outro lado, torna a operação da Rede Regional/Local menos uniforme e impõe, ao novo empreendedor, a implantação de canais de comunicação com um centro próprio do ONS, comunicação esta que poderá não ser a mesma, no futuro, com a eventual interrupção dos contraltos dos centros acompanhada de uma otimização do número e local dos centros de operação do Operador Nacional.

4. A regularização do controle direto do ONS sobre a Rede de Operação, caso seja definida, deve realizar-se de forma consistente, evitando-se as dificuldades e preocupações citadas, decorrentes da absorção parcial do controle, envolvendo casos pontuais, como vem ocorrendo hoje.

5. Outras questões, não passíveis de verificação na fisc&zação, foram identificadas durante os trabalhos como sendo relevantes para a definição das condições em que deve ocorrer uma eventual interrupção dos contratos de prestação dos serviços de operação. São elas:

- necessidades e custos da instalação e remanejamento de canais telecomunicação de dados e voz, sob a responsabilidade do ONS e dos agentes, incluindo osconsumidores livres;

- custos da comptementação e da criação das bases de dados e telas dos centros de operação do ONS:

- necessidades e custos da adequação do quadro de pessoa* de operação de sistema do ONS;

- impactos e custos, se houver, da desmobüização de pessoal de operação de sistema e de infra-estrutura dos centros contratados.

6. Diante de todo o exposto, recomenda-se que se promova a interrupção dos contratos de prestação de serviços de operação pelas transmissoras, passando o Operador Nacional a executà-los por meio de centros de operação próprios, e que ela seja realizada de forma consistente, ou s^a, por etapas significativas, que contemplem regiões elefroenergéticas da Rede de Operação e levem em conta os custos e as providências requeridas, não só do ONS, mas também dos agentes envolvidos."


€ 3 ANEELA ü í H C M N a c m m O E E W P C M E U m C A

(Ffs. 6 da Nota Técnica n® 029/2003*SRT/ANEa( de 30/1 0/2003)

IV-DA CONCLUSÃO

Considerando os diversos pontos abordados no item ili deste Mote Técnica, recomenda-se quese determine ao ONS o desenvolvimento e encaminhamento para a avaliação da ANEEL, no prazo de 90 dias, de um estudo técnico abrangente que promova a interrupção dos contratos de prestação de serviços de operação pelas concessionárias de transmissão, passando o ONS a executá-los por meio dos Centros de Operação próprios.

- Considerar o prazo máximo de 28 meses para a completa transferência para os Centros próprios do ONS das funções atualmente exercidas petos Centros contratados;

- Definir a estratégia e condições desta transferência de forma que eia seja consistente, isto ét por etapas significativas, que contemplem regiões etefroenergèticas da Rede de Operação;

- Explicitar os custos e as providências requeridas por parte do ONS e dos agentes envolvidos.

2. O referido estudo deverá:

MELCmÓRDE AtELO NETOEngenheiro - Matricula 1281990

x & ú fu Ê o ii.ONETO

De acordo:



AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

RESOLUÇÃO N° 265, DE 10 DE JUNHO DE 2003

Estabelece os procedimentos para prestação de serviços ancilares de geração e transmissão.

0 DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, ao uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto n4 art. 18 do Decreto na 2.655, de 2 de julho de 1998, no art. 13, parágrafo único, alínea "d" e art. 14, parágrafo único, alínea ”e" da Lei n- 9,648, de 27 dc maio de 1998, com a redação dada pelo art, 5o da Lei n4. 10.433, de 24 de abril de 2002, no inciso IV, art. 4-, Anexo I, do Decreto na 2.335, de 6 de outubro de 1997, o que consta do Processo n& 48500.005409/02-15, e considerando que;

os serviços ancilares constituem requisitos técnicos essenciais para que o Sistema Elétrico Injterligado Nacional - S1N opere com qualidade e segurança;

a prestação dos serviços ancilares é atividade imprescindível à operação eficiente do SIN em aipbiente competitivo;

os montantes dc energia a serem reduzidos dos Contratos iniciais a partir de 2003 foram hqmologados conforme art. 3° da Resolução rr 267, de 13 de agosto de 1998, em face do que os agentes dei geração poderão contratar a prestação dc serviços ancilares na proporção da redução de seus respectivos contratos; e,

em função da Audiência Pública n° 034, de 2002, realizada no período de 23 de dezembro dc 2002 a 13 de fevereiro de 2003, foram recebidas sugestões de diversos agentes do setor elétrico, representantes dos consumidores, bem como da sociedade em geral, que contribuíram para o aperfeiçoamento deste ato regulamentar, resolve:

Art. I9 Estabelecer, na forma desta Resolução, os procedimentos para prestação, pelos agentes de geração c dc transmissão, de serviços ancilares vinculados ao Sistema Elétrico interligado Nacional - SIN.

Art. 2- Para os fins c efeitos desta Resolução são estabelecidas as seguintes definições de sefviços ancilares:

1 - Controle Primário de Freqüência; é o controle realizado por meio de reguladores automáticos dc velocidade das unidades geradoras, objetivando limitar a variação da freqüência quando da ocorrência de desequilíbrio entre a carga e a geração;

TI - Controle Secundário de Freqüência: é o controle realizado pelas unidades geradoras participantes do Controle Automático de Geração - CAG, destinado a restabelecer a freqüência do sistema ao seu valor programado e manter e/ou restabelecer os intercâmbios de potência ativa aos valores programados;


IH - Reserva dc Potcncia Primária: é a provisão de reserva de potência ativa efetuada pelas unidades geradoras para realizar o controle primário de freqüência:

IV - Reserva de Potência Secundária: é a provisão de reserva de potência ativa efetuada pelas urüdades geradoras participantes do CAG, para realizar o controle secundário de freqüência e/ou de intercâmbios líquidos de potência ativa entre áreas de controle;

V - Reserva de Prontidão: é a disponibilidade dc unidades geradoras com o objetivo de recompor as reservas dc potência primária ou secundária do sistema, em caso de indisponibiiidade ou reíteclaração de geração, se atingido o limite de provisão de reserva dc potência ativa do sistema;

VI - Suporte de Reativos: é o fornecimento ou absorção de energia reativa, destinada ao coptrolc dc tensão da rede de operação, mantendo-a dentro dos limites de variação estabelecidos nos Prjocedimentos de Rede: e,

VII - Auto-restabeleeimento (black start): é a capacidade que tem uma unidade geradora ou usína geradora de sair de uraa condição de parada total para uma condição de operação, independentemente de fonte externa para alimentar seus serviços auxiliares para colocar em operação sujas unidades geradoras.

Art. 3- O Controle Primário de Frequência e a Reserva de Potência Primária deverão ser providos por todas as unidades geradoras integrantes do SIN, sem ônus para os demais agentes e consumidores.

Art. 4a O Controle Secundário de Frequência o a Reserva de Potência Secundária deverão ser providos por todas as usinas que atualmente participam do CAG, sempre que solicitado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, sem ônus para os demais agentes e consumidores.

Art. 5Q A Reserva de Prontidão deverá ser provida por todas as unidades geradoras integrantes do SIN, que não tenham sido despachadas por razões sistêmicas, sempre que solicitado pelo ONS, sem ôiius para os demais agentes e consumidores.

§ Ia Enquanto a unidade geradora estiver como reserva de prontidão, o custo do consumo de combustível utilizado neste período, auditado e aprovado pela ANEEL, será ressarcido via Encargos de Serviços do Sistema - ESS.

§ 2a Caso, após a sincronização ao SIN, a unidade geradora venha a fornecer energia ativa ao sijjtema, o ressarcimento passa a ser não mais pelo combustível utilizado, mas pelas regras de mercado vigentes.

Art. 6- O Suporte de Reativos deverá ser provido por todas as unidades geradoras integrantes dp SIN, que estejam fornecendo potência ativa, sempre que solicitado pelo ONS, sem ônus para os démais agentes e consumidores.

§ Ia Ficam excepcionados do disposto no "caput” os casos de unidades geradoras que sejam sôlicitadas a operar como compensador síncrono, cujo serviço será provido de forma obrigatória e remunerado pela Tarifa de Serviços Ancilares - TSA, a ser estabelecida em resolução especifica, visando recuperar os custos adicionais de operação c manutenção, pagos via ESS, devendo ser celebrado Contrato dÇ Prestação de Serviços Ancilares - CPSA entre o ONS c os agentes.


§ 2a O ONS c o Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE deverão elaborar procedimento específico visando tratar como perdas sistêmicas o consumo das unidades geradoras que operem como compensador síncrono.

Art. T O Auto-restabelecimento deverá ser provido por todas as unidades geradoras integrantes do SIN que possuam equipamentos para esta finalidade, sempre que solicitado pelo ONS, sem ônjus para os demais agentes e consumidores.

d is po s iç Oes g e r a is

Art. 8a Para novas usinas ou usinas atualmente em operação, a ANEEL poderá determinar, respaldada em estudos do ONS, que as unidades geradoras tenham possibilidade de operar como cctopcnsador síncrono, bem como prover os serviços citados nos arts. 4a e 7a.

§ Ia Para novas usinas, a ANEEL poderá determinar, no edital de licitação ou no ato antorizativo, o provimento de que trata o "caput", sem ônus para os demais agentes e consumidores.

§ 2a As unidades geradoras atualmente em operação que venham a ter o provimento determinado pela ANEEL, bem como para reposição dos sistemas atuais, temo o custo de implantação aqditado e aprovado pela mesma e ressarcido via ESS.

Art 9a Os equipamentos dos concessionários de transmissão destinados ao controle de tensão e do fluxo dc potência fazem parte de suas respectivas concessões e serão remunerados pelas mesmas regras e procedimentos aplicados às demais instalações de transmissão.

DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS

Art. 10. Fica estabelecido o prazo de noventa dias, contado da data de publicação desta Resolução, para que o ONS apresente a ANEEL o Módulo 14 dos Procedimentos de Rede, fixando os pfjocedimentos e as rotinas quanto â contratação, administração e apuração dos serviços ancilares, para fins de análise c aprovação pela Agência.

Art. II. O MAE deverá efetuar as modificações pertinentes nas Regras de Mercado c Procedimentos de Mercado, adequando-os a esta Resolução, para entrar em vigor a partir de Ia de janeiro ái 2004.

Art. 12. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

JOSÉ MÁRIO MIRANDA ABDO

pibücado no D.O de ll.06.20Q3, seção I, p. 65, v.140, n. 111.

E$te texto não substitui o publicado no D.O de 11.06.2003.


€ * ANEELãetntiAHAmm. or eeamt í t ir t tm

Otlíton0 -19Ç /2003-SRG/ANEEL

B raslia ,^ de setembro de 2003.

A Sua Senhoria o Senhor Mário Fernando de Melo Santos Dirétor Presidente doOpérador Nacional do Sistema Elétrico > ONS Riolde Janeiro - RJ

As$unto: Módulo 14 dos Procedimentos de Rede -Administração dos Serviços Ancilares. Carta ONS-304/10Q/2Q03, da 9 de setembro de 2003.

Senhor Diretor Presidente,

A carta em epígrafe, que encaminhou o Módulo 14 dos Procedimentos de Rede para análise, apresentou também considerações acerca de alguns conceitos definidos na Resoteçto n° 265 de 10 de junho de £003, os quais esclarecemos a seguir.

2. Alguns destes questionamentos, já haviam sido apresentados na correspondência CTA ONS- 457/200/2003, de 25 de julho de 2003 e respondidas por melo do Oficio n° 178I2G03-SRG/ANEEL. de 8 de agósto de 2003 e, complementadas posteriormente, em reunião ocorrida nesta Agência em 15 de agosto de 2003.

3. Relatamos a seguir respostas a itens específicos da carta em questão:

a) item 4.1 - unidade da tarifa de serviços ancilares.A Tarifa de Serviços Ancilares - TSA, visando remunerar custos adicionais de unidades geradoras na operaçôo como compensador sincrono, será objete de resolução especifica a será publicada para utilização pelo MAE no cálculo dos encargos e ressarcimento via Encargos de Serviços do Sistema - ESS, com baee na apuração apresentada peb ONS, do serviço prestado pelo agente.O cálculo efetuado peto MAE deverá apurar inclusive a Identificaçáo dos montantes descontrolados dos Contratos Iniciais rotativos a cada usina, pois somente á parcela de energia relativa a esta descontratação é passível de remuneração.

SGAft- Quadra 603/M6dutos T b 'T CEP 79830-030 - Brasffiê - DF-BrasH Tgf. 55 (61) 426 5600 OeMito 0800612010 wmtm6tgev.br


£ 3 ANEELAGÍWIA NACIONAL K EWMM ELtTBICA

t 2doOfícion9J 9 ^ /2003-SRG/ANEEL, de #9/2003)

Os questionamentos apresentados na carta ONS estflo sendo considerados itos trabalhos para determinar a unidade e o valor que remunerará de maneira adequada estes serviços. Salientamos porém, que a utlizaçâo de unidades geradoras para manutenção da inércia mínima do sistema não ô um serviço ancitar previBto na Resolução n° 265/2003 e a TSA visará ressarcir a operação destas unidades quando contribuindo para o controle de tensão da rede de operação.

b) Item 4,2 - sistemática para operaçôo mensal dos encargos de serviços ancilares.A forma prevista na legislação 6 da contratação e apuração peto ONS, com contabilização b liquidação peto MAE, via ESS e neste sentido deverá ser ajustado o Módulo 14.

c) item 5 - sistema de mediçãoA TSA objetiva recuperar os custos adicionais pare a operação de geradores como compensadores sincronos, incluindo o acréscimo do consumo de energia por seus serviços auxiliares nesta condição operativa. Neste sentido, não identificamos, em principio, a necessidade de medição especifica, além da prevista no módulo 12.Portanto, caso o ONS esteja identificando tais necessidades, solicitámos explicitar quais seriam es situações de necessidade de medição adicional, a qual deverá ser de responsabilidade do agente de geração.

d) ttens 6.1 e 6.2 -unidades participantes de CAG e com stetemas de auto-restabeiecimento. Conforme já esclarecido no Oficio n° 176/2003-SRG/ANEEL, os custos de operação e manutenção são cobertos pelos contratos de fornecimento da energia, não cabendo pagamento adicionai para estas utilizações.Para o caso de CAG, adicionalmente, verifica-se a dificuldade de segregação dos custos decorrentes da operação enquanto participante do CAG da operação atendendo a carga normal alocada â unidade.

e) item 6.3 - solicitação do ONS de operação acima dos requisitos da curva de capabilidade da máquinaEsta condição operativa não deve ocorrer, as solicitações de despacho do ONS devem sempre ter como limite a curva de capabilidade do gerador e as limitações de mínima potência operativa da turbina, informados pelo agente.

f) item 6.4-participação em esquemas de ECEeERAC.A participação da usina no Esquema da Corte Automático de Geração - ECE não configura serviço ancilar, pofs decorre em situação de ausência de carga, seja ela contingencíal ou não.Os serviços ancilares para agentes de distribuição ou mesmo consumidores, tais como a participação em Esquemas Regionais de Alivio de Carga - ERAC não foram

SfflW-fltRHfram /m a io s T e T CEP70830-030 - Basffm - DF-Brasil te& f f l fw sm Ouvidoria 0800 612910 wm.aMel.gov.br


€ * ANEELAochcia NAcmn k f «mm EitmeA

ÍFI$. 3 do Ofício n° 4 8 $ /2003-SRG/ANEEL, de vJ*i/Ü9/20Q3)

4.nayos esclarecimentos.

regulamentados devido ás dificuldades inerentes a sua (denfitteação e operadonaiização e serão objeto de reavaliação em etapa posterior.

g) item 6.5 - reservas de potência operativa.A pubScaçôò de retificação da Resolução n° 265/2003. alterando a definição dos termos das reservas de potôncia. confere o necessário esclarecimento ao assunto, evitando desta maneira a IncompaMdade em relação ao submôduto 10.8.

Esperando ter atendido os pontos abordados, colocamo-nos á disposição para quaisquer

Atenciosamente,

CRfSTtANO Superintendente de Regu

E AMARALdos Serviços de Geração

FWÍ

SGfift - Quadra 8D3/Mlulos T e T CEP 7Õ830-03Ü - Brasília - DF- Brasil U S $tô t)426s600 owHtoiêomeimo www.ÈtmL2úv.to'


Nota Técnica m 05Ç /2003-SRG/ANEEL

Em de setembro de 2003.

C * ANEELAsmm Nacwnai df Ehfbcía Eiítríca

Assunto: Análise do Módulo 14 dos Procedimentos de Rede - Administração dos Serviços Ancilares.

1. od OBJETIVO

A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar as análises efetuadas ao Módulo 14 dos Procedimentos de Rede, versão de 13/08/2003, encaminhada por meio da Carta ONS-304/100/2003, de 9 de seterfibro de 2003.

II. DOS FATOS

O módulo 14 dos Procedimentos de Rede trata da administração dos serviços ancilares de geração e transmissão, e foi elaborado com base na Resolução n° 265, de 10 de junho de 2003.

2. A minuta deste módulo, resultado de estudos anteriores efetuados pelo ONS, foi encaminhada à ANEEL em 10 de maio de 2002, em caráter contributivo à elaboração da resolução disciplinando o assunto e proporcionou o aprofundamento dos conceitos para elaboração da resolução, que foi opjeto de audiência pública antes de sua publicação, conforme consta do Processo 48500.005409/02-15,

III. DA ANÁLISE

111.1 Apresentação/Composição do Módulo

Nada a comentar.

111.2 Conformidade com Legislação/Regulamentação

O módulo está aderente às diretrizes da Resolução n° 265/2003, com exceção do apre$entado no item lfl.3 a seguir.

111.3 Consistência com o Modelo

No submódulo 14.3, no tratamento a ser dado ao serviço ancilar de suporte de reativos na condição de unidade geradora operando como compensador síncrono, a ação do ONS deve se limitar à


€ 3 ANEELA g ín c ia Na c io n a l ot ín c u g ia [ c ít r ic a

apuração dos serviços efetivamente prestados pelos agentes, quantificando, no mínimo, o montante de serviços prestados e o total de horas em que os serviços foram utilizados.

2. A apuração dos encargos, em função da Tarifa de Serviços Ancilares (TSA) a ser definida pelja ANEEL e a liquidação por meio dos Encargos de Serviços do Sistema, é atribuição do Mercado Atacadista de Energia - MAE.

3. Conforme Lei n° 9,648, de 27 de maio de 1998, compete ao ONS "a contratação e administração de serviços de transmissão de energia elétrica e respectivas condições de acesso, bem como dos serviços ancilares41 {art. 13, parágrafo único, alínea 4,d") e ao MAE cabe “o tratamento dos serviços anéilares e das restrições da transmissão" (art. 14, § 1o, alínea V ) e também "os processos de contabilização e liquidação financeira" (art. 14, § 1o, alínea T).

4. Outro aspecto a ser considerado é que para aqueles agentes que têm parcela de energia vinculada aos Contratos Iniciais, somente a parcela descontratada relativa àquela usina que prestou os serviço é passível de ressarcimento dos custos para o suporte de reativos na condição de operação como compensador síncrono. Portanto, cabe ao MAE discriminar a parte dos serviços prestados que será ressarcida via Encargos de Serviços do Sistema - ESS.

111.4 Responsabilidades

Conforme anteriormente apresentado, a responsabilidade pelo cálculo do encargo devido pela prestação dos serviços ancilares de suporte de reativos na condição de gerador operando como compensador síncrono é do MAE e não do ONS.

111.5 Compatibilidade entre os Módulos

A compatibilidade entre o módulo 14 e o submóduio 10.8, no tocante ao aspecto das reseijvas operativas, foi esclarecida com a publicação de Retificação da Resolução n° 265/2003, no Diário Oficiai de 11 de setembro de 2003, seção 1, p. 69, v. 140, n. 176, que alterou as definições das reservas de potêricia, conforme segue:

a) inciso III do art. 2o - Reserva de Potência Para Controle Primário: é a provisão de reserva de potência ativa efetuada pelas unidades geradoras para realizar o controle primário de freqüência; e

b) inciso IV do art. 2o - Reserva de Potência Para Controle Secundário: é a provisão de reserva de potência ativa efetuada pelas unidades geradoras participantes do CAG, para realizar o controle secundário de freqüência e/ou de intercâmbios líquidos de potência ativa entre áreas de controíe.

111.6 Rontos Não Abordados

No item 7.1 do submóduio 14.3, deverão ser esclarecidas as ferramentas computacionais a serem utilizadas, ou pelo menos as diretrizes para o seu desenvolvimento.

(RsJ 2 da Nota Técnica na 05$ /2003-SRG/ANEEL, de áh /09/2003)


€ 3 ANEELAgência Nacionai oe Energia Eeítrka

111*7 Pontos Abordados e Desnecessários no Documento

A forma de remuneração da TSA será objeto de resolução especifica da ANEEL, para ser utilizada pelo MAE na contabilização e liquidação dos encargos, não havendo necessidade de referência expljcita de sua unidade no submóduio 14,3.

IV. PA CONCLUSÃO

0 módulo deverá ser revisado considerando os aspectos apresentados na análise desta Nota Técnica, revisando o submóduio 14.3 para reapresentação à ANEEL.

(FIs,í 3 da Nota Técnica na 05 ç /20Q3-SRG/ANEEL, de ^09/2003)


Ofíèio n° ^O S /2003-S RG/ANEEL

Brasiüa, g de outubro de 2003.

A Sua Senhoria o Senhor Májrio Fernando de Meto SantosDiretor Presidente doOpérador Nacional do Sistema Elétrico - ONS Rid de Janeiro - RJ

Assunta; Módulo 14 dos Procedimentos de Rede - Administração dos Serviços Ancilares,

Senhor Diretor Presidente,

Encaminhamos em anexo, para as devidas providências, a Nota Técnica n° 056/2003-SRG/ANEEL, de 24 de setembro de 2003, referente à análise efetuada ao Módulo 14 dos Procedimentos de Re^e - Administração dos Serviços Ancilares, enviado a esta Agência por meio dá Carta ONS-3Q4/100/2003, de# de setembro de 2003.

2. Solicitamos que a revisão do Módulo 14, incorporando os comentários da referida NotaTécnica, seja encaminhada à ANEEL até o dia 17 de outubro de 2003.

CRISTIA AMARALSuperintendente de Serviços de Geração

RTS

SGAN - Quadra 603/Módulos ' T e T CEP70830-030 - Brasília - DF- Brasil U 55 (61) 426 5600 Ouvidoria 0800 63 2010


C* ANEELA G Ê N C tA N A C IO tlA ! f l f Ç N Ç R r.lA F l t l f í l C A

Menjorando n.0/ ? £ /2003-SRG/ANEEL

ErW 0 de Qjj^ Á x£> de 2003.

Ao Superintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão Davi Antunes Lima

Assifnto: Procedimentos de Rede - Módulo 14- Administração dos Serviços Ancilares

Em atenção ao assunto em referência, acusamos recebimento da revisão do módulo dos Procedimentos de Rede, em consonância aos comentários efetuados na Nota Técnica n° 056/2003- SRQ/ANEEL, de 24 de setembro de 2003, encaminhada ao ONS por intermédio do Oficio n° 205/2003- SR0/ANEEL, de 8 de outubro de 2003,

2. Em análise efetuada por esta Superintendência à revisão ora apresentada, informamosconsiderar tecnicamente aprovados para uso os seguintes submódulos:

a) Submóduio 14.1, revisão 1 - Administração dos Serviços Ancilares - Introdução;b) Submóduio 14.2, revisão 0 - Arranjos Comerciais para os Serviços Ancilares Providos

pelos Agentes de Geração;c) Submóduio 14.3, revisão 1 - Apuração dos Serviços Ancilares,

Atenciosamente

CRISTIANOABSuperintendente de Regul

AMARALdos Serviços de Geração

RT3


A g e n c i a N a c i o n a l d e E n e r g i a E l é t r i c a

Nota Técnica 031/2003-SRT/ANEEL

Em 09 de dezembro de 2003.

Assunto: Autorização do Módulo 8 - “Programação Diária da Operação”, Módulo 10 - “Manual de Procedimentos da Operação - MPO", e Módulo 14 - “Administração dos Serviços Ancilares”, para utilização em caráter provisório.

Processos: Módulo 8: n° 48500.004950/01-17 Módulo 10: n° 48500.000722/99-54 Módulo 14: n° 48500.003396/02-96.

Referência: Processo n° 48500.006747/00-11.

I. DO OBJETIVO

A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar as avaliações e conclusões da Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração - SRG e da Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT, expressas nas Notas Técnicas mencionadas, com vista a emissão de Ato Normativo que autorize a utilização em caráter provisório dos seguintes Módulos:

• Módulo 8 - “Programação Diária da Operação”Nota Técnica n° 065/2003-SRG/ANEEL, de 10.11.2003 - Assunto: Procedimentos de Rede - Análise de Revisão 3 do Submódulo 8.1 - Elaboração da Programação Diária da Operação Eletroenergética,

• Módulo 10 - “Manual de Procedimentos da Operação - MPO”Nota Técnica 006/2003-SRTANEEL, de 06.03.2003 - Assunto: Análise da Revisão 2 do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede;Nota Técnica n° 029-SRT/ANEEL, de 30.10.2003 - Assunto: Centros de Operação Contratados pelo ONS; e,

• Módulo 14 - “Administração dos Serviços Ancilares”Nota Técnica n° 056/2003-SRG/ANEEL, de 24.10.2003 - Assunto: Análise do Módulo 14 dos Procedimentos de Rede - “Administração dos Serviços Ancilares".


A g e n c i a N a c i o n a l d e E n e r g i a E l é t r i c a

(Fls. 2 da Nota Técnica 031/2003-SRT/ANEEL, de 09.12.2003)

II. DOS FATOS

Módulo 8 - “Programação Diária da Operação”

A revisão n° 0 do documento em questão foi avaliada na Nota Técnica n° 015/2002- SRT/ANEEL de 25.02.2002, concluindo-se que algumas informações importantes deixaram de ser apresentadas, motivando então, a recomendação de ajuste do documento determinado na Resolução n° 140, de 25 de março de2002.

2. Uma nova revisão foi apresentada pelo ONS por meio da carta CTA-PRE-166/02, em 10 de maio de 2002, e sua análise foi objeto da Nota Técnica n° 022/2002-SRG-SFG/ANEEL, de 12 de agosto de 2002 ainda recomendando algumas alterações no documento.

3. Devido aos questionamentos dos agentes referentes às diretrizes que estavam sendo estabelecidas pela Agência para o módulo 8, e também decorrente de uma reunião havida entre a ANEEL e a ABRAGE em 29 de setembro de 2002, o grupo de análise realizou uma série de visitas de acompanhamento da elaboração da programação diária junto aos agentes e também ao ONS. E em 07 de fevereiro de 2003, a SRG emitiu uma nova Nota Técnica, a 013/2003-SRG/ANEEL, concluindo pela necessidade da centralização da programação diária da operação pelo ONS, a apresentação de um plano de ação factível para a transferência para o ONS do conhecimento, softwares e modelos utilizados pelos agentes de geração nos seus processos de programação, considerando-se o cronograma de implementação dos modelos de otimização da programação. E ainda, validou as determinações contidas na Nota Técnica no 022/2002-SRG- SFG/ANEEL, de 12 de agosto de 2002.

4. Em 07 de março de 2003, por meio do Oficio n° G73/2GG3-SRT/ANEEL, a ANEEL encaminhou ao ONS, as Notas Técnicas citadas, solicitando providências num prazo de 45 (quarenta e cinco) dias, que foi prorrogado posteriormente por solicitação do ONS para 05 de maio de 2003, através do Ofício n° 099/2003-SRG/ANEEL, de 22 de abril de 2003.

5. Em 05 de maio de 2003, por meio da CARTA ONS- 088/300/2003, o ONS encaminhou a revisão 2, onde, além de atender as recomendações das Notas Técnicas da ANEEL, contempla um Plano de Capacitação visando a transferência do conhecimento, dos procedimentos para acesso a softwares e modelos utilizados por todos os Agentes na elaboração da programação diária de operação de suas centrais geradoras. Neste documento está ressaltada a constituição de um grupo de trabalho constituído pelo ONS e os agentes, para adaptações do módulo, a fim de torná-lo compatível com o processo de interação com os agentes, com a finalidade de definir claramente as responsabilidades do ONS e dos agentes na elaboração da programação diária da operação de forma centralizada, incluindo a sua integração com a implantação do modelo DESSEM. A data de encaminhamento à Agência do documento adaptado foi definida para a primeira quinzena de junho de 2003.

6. Importante mencionar ainda, que nesta correspondência, o ONS registra a impossibilidade deconclusão do Modelo DESSEM em novembro de 2003, justificado através da grande complexidade do tema e pela necessidade de uma reformulação conceituai da filosofia a ser implantada neste modelo. E por estes motivos, foi constituído outro Grupo de Trabalho coordenado pelo ONS e com a participação dos agentes, para dar continuidade ao desenvolvimento do modelo DESSEM e a sua incorporação ao módulo 8, tendo sido definido o prazo de 60 (sessenta) dias para a apresentação do projeto contendo a filosofia, escopo, cronograma e recursos necessários para a continuação dos trabalhos de desenvolvimento do DESSEM.


A g ê n c i a N a c i o n a l o t E n e r g i a E l e í r i c a

(Fls. 3 da Nota Técnica na 031/2003-SRT/ANEEL, de 09.12.2003)

7. Em 26 de junho de 2003, o ONS encaminhou à Agência a CARTA ONS-142/300/2003,solicitando prorrogação do prazo de entrega da revisão do módulo 8 para a primeira quinzena de julho e, por conseqüência, o adiamento da entrega da proposta de estruturação do DESSEM para final de agosto de 2003.

8. Neste documento, o ONS apresentou o andamento dos trabalhos realizados pelo grupo detrabalho encarregado das adaptações do submódulo 8.1. Ressalta-se que alguns problemas levantados pelos agentes quanto ao acesso remoto aos programas e modelos computacionais utilizados na elaboração da programação diária da operação, incluindo a necessidade de avaliação quanto a viabilidade técnica e aos requisitos para o referido acesso, influenciou a decisão de tratar este assunto em separado com a finalidade de encaminhar o módulo revisado o quanto antes à Agência. E ainda, esclarece que a forma de acesso a ser estabelecida será detalhada no Acordo Operativo a ser firmado entre o ONS e cada agente de geração, conforme reunião havida entre o ONS e os agentes em 06 de junho de 2003.

9 Por meio da CARTA ONS-167/300/2003, de 18 de julho de 2003, o ONS encaminhou aRevisão 3 do submódulo 8.1, que constitui o módulo 8 dos Procedimentos de Rede, incluindo o Plano de Capacitação que tem a finalidade de apresentar como se dará a transferência do conhecimento e dos procedimentos para o acesso aos softwares e modelos computacionais utilizados na elaboração da programação diária da operação. O ONS informou que encaminharia o resultado do grupo de trabalho sobre o DESSEM até o final de agosto de 2003.

10. Em 10 de novembro de 2003, a SRT recebeu da Superintendência de Regulação dosServiços de Geração - SRG o Memorando n° 190/2003-SRG/ANEEL encaminhando a Nota Técnica n° 065/2Ü03-SRG/ANEEL, daquela mesma data, apresentando a análise da Revisão 3 do módulo 8.

Módulo 10 — “Manual de Procedimentos da Operação - MPO”

11. Em 06 de março de 2003, a SRT elaborou a Nota Técnica 006/2003-SRT/ANEELdenominada: “Análise da Revisão 2 do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede”, objetivando a apresentação das avaliações e conclusões desenvolvidas pelo Grupo de Análise da Revisão 2 do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede, decorrentes do atendimento ao Despacho ANEEL n° 849, de 24 de dezembro de2002.

12. Em reunião realizada entre o ONS e a ANEEL (SRT e SFE), no dia 16.06.203, foram discutidos aspectos relacionados à conveniência e a viabilidade da descontratação dos Centros de Operação das Concessionárias de Transmissão pelo ONS. Nesta oportunidade, o ONS apresentou o relatório: “Análise Estratégica Sobre os Centros Contratados do ONS”, abordando os diversos aspectos relacionados ao assunto, como: principais benefícios da descontratação dos Centros, estratégias de absorção das atividades dos Centros contratados pelos Centros próprios do ONS, condições e prazos para a descontratação e para a transferência de atividades dos Centros contratados, custos estimados da descontratação, etc.

13. Após avaliação e discussão dos aspectos apresentados pelo ONS em seu relatório, a SRTencaminhou o Memorando nc 075/2003-SRT/ANEEL, de 04.07.2003, à SFE, solicitando a realização de uma ação de fiscalização no operador, objetivando constatar os principais aspectos abordados, relacionados a descontratação dos Centros.

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A g e n c i a N a c i o n a l o t E n l h g i a E l í i g i c a


14. A SFE realizou a referida fiscalização, no período de 01/07/2003 a 12/09/2003, por meio de reuniões, visitas aos Centros de Operação e análise documental, elaborando o Relatório de Fiscalização, encaminhado à SRT por meio do Memorando rT 199/2003-SFE/ANEEL, de 24/09/2003. O relatório e toda a documentação resultante da fiscalização encontram-se anexos ao processo n° 48500.003498/03-47

15. A SRT, após avaliação dos diversos aspectos abordados pelo ONS e pela SFE, nos relatórios descritos acima expediu em 30 de outubro de 2003 a Nota Técnica n° 029/2003-SRT/ANEEL, intitulada: “Centros de Operação Contratados pelo ONS”, com o objetivo de apresentar as avaliações e recomendações a respeito da contratação atual, pelo ONS, dos Centros de Operação das Concessionárias de Transmissão.

Módulo 14 - “Administração dos Serviços Ancilares”

16. A Resolução n° 140, de 25 de março de 2002, especificou que a autorização para utilização em caráter provisório do Módulo 14, que trata sobre os Serviços Ancilares, seria objeto de Regulamentação específica.

17. Em 9 de maio de 2002, a SRG expediu o Ofício n° 13/2002-SRG/ANEEL, solicitando ao ONS o envio a esta Agência da proposta revisada do Módulo 14, abordando os principais aspectos técnicos e comerciais, que ora foram apresentados em Reunião realizada na ANEEL, no dia 11 de abril de 2002.

18. Em 10 de junho de 2003, foi publicada a Resolução n° 265, que estabeleceu os procedimentos para prestação de serviços ancilares, pelos agentes de geração e transmissão vinculados ao Sistema Elétrico Interligado Nacional - SIN. Ficou também estabelecido, o prazo de 90 (noventa) dias, contado da data de publicação do mencionado Ato, para que o ONS apresente a ANEEL o Módulo 14 dos Procedimentos de Rede, fixando os procedimentos e as rotinas quanto à contratação, administração e apuração dos serviços ancilares, para fins de análise e aprovação pela Agência.

19. O ONS enviou a ANEEL no dia 09 de setembro de 2003, a carta ONS-304/100/2003, onde encaminhou o Módulo 14 - Revisão 0 - “Administração dos Serviços Ancilares" integrantes dos Procedimentos de Rede do ONS, aprovado pelo Conselho de Administração na sua 46a reunião ordinária, realizada em 29.08.03. Na oportunidade o ONS, de acordo com orientação do Conselho de Administração, agregou algumas considerações apuradas durante o processo de elaboração e aprovação do Módulo 14, relacionadas na carta acima.

20. Em resposta a retromencionada carta, a SRG enviou ao ONS em 24 de setembro de 2003, o Oficio n° 196/2003-SRG/ANEEL, onde esclarece os questionamentos alavancados pelo Operador a cerca de determinados conceitos definidos na Resolução n° 265, de 10.06.2003.

21. Em 24 de setembro de 2003, foi elaborada pela SRG a Nota Técnica n° 056/2003- SRG/ANEEL com o objetivo de apresentar as análises efetuadas do Módulo 14 dos Procedimentos de Rede, Revisão 0 de 29.08.2003, encaminhada por meio da Carta ONS-304/100/2003, de 09.09.2003. Ficou definido pela ANEEL, que o ONS deveria elaborar uma nova revisão do Módulo 14, considerando os aspectos apresentados na Nota Técnica, encaminhada pela SRG no dia 8 de outubro de 2003, através da Ofício n° 205/2003-SRG/ANEEL, ao ONS.


A g ê n c i a N a c i o n a l d l E n e r g i a E l é t r i c a

(Fls. 5 da Nota Técnica ns 031/2003-SRT/ANEEL, de 09.12.2003)

22. O ONS encaminhou em 15 de outubro de 2003, a ANEEL, por meio de e-mail à SRG, a Revisão 1 dos submódulos 14.1 e 14.3, sendo que o submódulo 14.2 pemaneceu inalterado.

23. Em 20 de outubro de 2003, a SRG encaminhou o Memorando n° 176/2003-SRG/ANEEL, àSRT, informando que o Módulo 14 - “Administração dos Serviços Ancilares”, encontrava-se tecnicamente aprovado e apto para utilização em caráter provisório.

III. DA ANÁLISE

Os Procedimentos de Rede são documentos constituídos por 23 módulos que tratam das regras e requisitos técnicos para o planejamento, a implantação, o uso e a operação das instalações de transmissão da Rede Básica dos sistemas elétricos interligados. Por determinação legal, a elaboração desses documentos é de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e é atribuição da ANEEL sua aprovação.

2. A Nota Técnica n° 02G/2002-SRT/ANEEL, de 15 de março de 2002, que embasou as determinações da Resolução n° 140, de 25 de março de 2002, objeto do Processo n° 48500.006747/00-11, apresenta, no item “O PROCESSO DE APROVAÇÃO DOS PROCEDIMENTOS DE REDE", a diretriz estabelecida pela Diretoria da Agência para a aprovação dos Procedimentos de Rede, conduzindo o processo em duas etapas.

3. Na primeira etapa, os módulos serão autorizados para utilização em caráter provisório,permitindo que todos os agentes do setor possam avaliar a sua composição e a eficácia de sua aplicação.

4. A segunda etapa, de aprovação definitiva dos módulos, compreende a contratação deespecialistas para analisar os documentos e a realização de Audiência Pública. Os consultores deverão apresentar seus pareceres em um Workshop, quando será aberto amplo debate a todos os interessados no assunto. Essas discussões e contribuições serão consideradas na Audiência Pública, culminando com as recomendações de alterações nos Procedimentos de Rede, necessárias para sua aprovação em caráter definitivo.


5. A análise realizada pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração - SRGrecomenda a autorização para utilização em caráter provisório do módulo 8, na revisão 3 do submódulo 8.1 que o compõe, ressalvando-se os pontos necessários descritos na Nota Técnica.

Módulo 10 - “Manual de Procedimentos da Operação - MPO”

6. A Resolução n° 25 de 10 de janeiro de 1999, aprova em caráter provisório a Revisão 1 doMódulo 10 - Manual de Procedimentos da Operação dos Procedimentos de Rede e, determina a reavaliação do mesmo pela ANEEL quando do recebimento dos Procedimentos de Rede relativos as demais macro- funções do ONS,


(Fls. 6 da Nota Técnica rm 031/2003-SRT/ANEEL, de 09.12.2003)

7. A Revisão 2 dos Módulo 10, contempla a reavaliação citada no item anterior e a sugestãoapresentada pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade - SFE a respeito da incorporação nesta revisão de atribuições do ONS relativas à ações de caráter sistêmico de Operação do Sistema Interligado Nacional - SIN, de forma mais direta e objetiva. Ressalta-se ainda que ficou definido entre a ANEEL e o ONS que os submódulos de caráter estritamente operativos n^ 10.21, 10.22, 10.23 e 10.24, que requerem ajustes e atualizações constantes em função da dinâmica do sistema, são parte integrante dos Procedimentos de Rede, contudo não necessitarão ser submetidos à aprovação da ANEEL, devendo, entretanto, serem disponibilizados a sociedade e sujeitos a ação de fiscalização por parte da Agência.

8. Para viabilizar a solicitação da SFE, foi emitido o Despacho ANEEL n° 849, de 24 de dezembro de 2002, determinando ao ONS a implementação de alterações na revisão 2, contemplando a referida sugestão.

9. A ANEEL após a avaliação da nova versão - revisão 2, atendendo ao disposto acima, considerou-a adequada para sua utilização em caráter provisório.

10. Quanto a descontratação dos Centros de Operação do ONS:

a) De acordo com a Legislação vigente, cabe ao ONS a supervisão, coordenação e controle do sistema interligado nacional, e às empresas cabe a operação loca! das instalações de sua propriedade que se situam na Rede de Operação, cuja responsabilidade operacional é do ONS. A operação local se dá com a realização do comando e execução das manobras correspondentes às ações de controle requeridas. Obviamente, cabe também ás empresas a operação geral das demais instalações de sua propriedade.

b) Existem atualmente 22 Centros de Operação, sendo o CNOS e 4 COSR de propriedade do ONS e, 4 COS e 13 COL de propriedade das concessionárias de transmissão. Estes centros estão organizados em uma estrutura de três niveis hierárquicos, Nacional (CNOS), Regional (COSR e COS) e Local (COL).

c) A contratação dos Centros das empresas que já atuavam na operação do sistema para a prestação de serviços de operação fez parte da estratégia de implantação do modelo representando uma fase de transição, que pode ser interrompida a qualquer tempo, conforme disposto na seguinte cláusula do CPST: “A prestação de SERVIÇOS DE OPERAÇÃO pela TRANSMISSORA poderá ser interrompida, a qualquer tempo, mediante comunicação por escrito pelo ONS, com antecedência mínima de 120(cento e vinte) dias, observada a /eg/s/ação pertinente”.

d) Esta contratação não representa custos ao ONS, pois os mesmos são cobertos pela Receita Anual Permitida das Transmissoras.

e)A análise efetuada pela SRT nos relatórios do ONS e da SFE referenciadas, resultaram na recomendação da descontratação dos centros pelo ONS, com os seguintes destaques:

1. A descontratação dos Centros deverá ser realizada com a transferência de suas atividades de caráter sistêmico para os Centros próprios do ONS, permanecendo nos atuais Centros Contratados as funções específicas de responsabilidade das transmissoras - comando e execução da operação das instalações;


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(Fls. 7 da Nota Técnica m 031/2003-SRT/ANEEL, de 09.12.2003)

2. A avaliação preliminar indica as seguintes absorções dos centros contratados pelos centros próprios do ONS, conforme tabela abaixo:

Centros a serem descontratados Centro que irá absorver as funções

Centros de Operação Local - COL Teresina, Fortaleza, Paulo Afonso, Salvador e Recife

COSR-RecifeCentros de Operação Local - COL São Luis, Belèm e Concentrador de dados de TocantinsCentros de Operação Local - COL Campinas, Furnas, Itumbiara, Jacarepaguá, Goiás, Cuiabá

COSR- Rio de JaneiroCentro de Operação do Sistema Minas Gerais.Nota: já existe atualmente prática de absorção da função de CAG pelo COSR-Rio de Janeiro.Centros de Operação de S.Paulo. COSR- BrasíliaCentros de Operação Rio de Grande do Sul e Paraná COSR-Fforianópolis

3. Estimativa de custos relativos a absorção das funções dos centros contratados:

a) Infra estrutura:

Custeio:• 110.000,00 R$/Mês (responsabilidade dos agentes), relativos a canais de voz;• 11.000,00 R$/Mês (responsabilidade do ONS), relativos a canais de dados

Investimentos:• R$ 600.000,00 relativos a complementação da base de dados e telas de COSR.

b) Pessoal:

• 163.000,00 R$/Mês - Contratação de 13 engenheiros de operação e 30 operadores


11. A SRG analisou a nova versão do Módulo 14 - Administração dos Serviços Ancilares,enviada a ANEEL pelo ONS, considerando tecnicamente aprovados para uso os 3 (três) submódulos quecompõe o referido Módulo 14, que foram ajustados de acordo com o estabelecido na Nota Técnica n° 056/2003-SRG/ANEEL, a saber:

• Submódulo 14.1 - Administração dos Serviços Ancilares - Introdução - Revisão 1.• Submódulo 14.2 -. Arranjos comerciais para os Serviços Ancilares providos pelos agentes

de geração - Revisão 0.• Submódulo 14.3 - Apuração dos Serviços Ancilares - Revisão 1.


A g ê n c i a N a c i o n a l ü í E n l r í j í a E l l i h i c a

(Fls. 8 da Nota Técnica ns 031/2003-SRT/ANEEL, de 09.12.2003}

IV. DA CONCLUSÃO


Recomenda-se a emissão de ato autorizativo, para utilização em caráter provisório do submódulo que compõe o módulo citado, em suas revisões especificadas, considerando-se as análises técnicas realizadas pela área responsável, Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração - SRG.

2. Conforme descrito na Nota Técnica da SRG, o ato autorizativo deverá determinar ao ONS a formalização junto à ANEEL, de quaisquer alterações no Plano de Capacitação apresentado no Anexo 1 do submódulo 8.1 e a definição de um prazo de até 30 dias a contar da data de publicação da Resolução, para apresentação de uma Nota Técnica de esclarecimento sobre as diferenças entre a versão de implantação do DESSEM em patamares diários, conforme proposto no módulo ora apresentado, e a versão 7.6 apresentada à Agência em meados de 2002, bem como o cronograma de desenvolvimento e implementação da versão completa do DESSEM.


3. Recomenda-se a autorização para utilização, em caráter provisório, da Revisão 2 dos submódulos que compõem o módulo 10, ressaltando-se:

1 - os submódulos de caráter estritamente operativos n^ 10.21, 10.22, 10.23 e 10.24 doretromencionado módulo, que requerem ajustes e atualizações constantes em função da dinâmica da operação do sistema, apesar de serem partes integrantes dos Procedimentos de Rede, não necessitam ser submetidos à aprovação da ANEEL, devendo, entretanto, serem disponibilizados a sociedade e sujeitos à ação de fiscalização por parte da Agência; e,

2 - o ONS deverá desenvolver e encaminhar para avaliação da ANEEL, no prazo de 90(noventa) dias, a contar da data de publicação desta resolução, um estudo técnico abrangente que promova a interrupção dos contratos de prestação de serviços de operação pelas concessionárias de transmissão, passando o ONS a executá-los por meio dos Centros de Operação próprios, sendo que o referido estudo deverá:

a - considerar o prazo máximo de 28 (vinte e oito) meses, após análise e eventual aprovação pela ANEEL, para a completa transferência para os Centros de Operação próprios do ONS, das funções atualmente exercidas pelos Centros contratados das concessionárias de transmissão;

b - definir a estratégia e condições desta transferência de forma que se realize, por etapas significativas, que contemplem regiões eletroenergéticas da Rede de Operação; e,

c - explicitar os custos e as providências requeridas por parte do ONS e dos agentes envolvidos.


A g ê n c i a N a c i o n a l ü t E n í h g i a E l ú h i c a



4 Recomenda-se a emissão de afo autorizativo, para utilização em caráter provisório dossubmódulos que compõem os módulos citados, em suas revisões especificadas, considerando-se as análises técnicas realizadas pela área responsável, SRG.

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GLIENDER P. DE MENDONÇAMatrícula 14184702

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Matricula 1283957

De acordo:

DAVI ANTUNES UMASuperintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão


Ao Procurador-Geral Cláudio Girardi

Encaminho a V.Sa., para parecer jurídico e posterior apreciação da Diretoria da ANEEL, o Processo n° 48500.006747/00-11, que trata dos Procedimentos de Rede em Geral, considerando o que consta nos Processos n^ 48500.004950/01-17, 48500.000722/99-54 e 48500.003396/02-96, devidamente instruídos, referentes respectivamente, aos Módulos 8,10 e 14 dos Procedimentos de Rede.

2. Em anexo, apresentamos a minuta de Resolução, que autoriza a utilização, em caráterprovisório, dos retromencionados Módulos dos Procedimentos de Rede, nas revisões que especifica.

Brasília, 09 de dezembro de 2003.

C V ■ 1-1— - IV— / '----*

DAVI ANTUNES LIMASuperintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão


AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

RESOLUÇÃO N° (0Í6, DE 1 8 DE í>ÉZ£ín0(2O DE 2003.

Autoriza a utilização, em caráter provisório, dos módulos dos Procedimentos de Rede que especifica.

O DfRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, ao uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto aos incisos I, II e III do art. 3o e III, IV e VII do art. 4o do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997, no parágrafo único do art. 13, alíneas “d” e “f”, art. 14 § Io, alíneas “e” e “f e art. 15 da Lei n° 3.648, de 27 de maio de 1998, no inciso II do art. 2o e nos incisos I, III e VIII do art. 3o da Resolução n° 151, de 11 de novembro de 1998, no art. Io da Resolução n° 25, de 10 de fevereiro de 1999, no art. 16 da Resolução n° 247, de 13 de agosto de 1999, na Resolução n° 140, de 25 de março de 2002, na Resolução i° 513, de 16 de setembro de 2002, na Resolução n° 265, de 10 de junho de 2003, no que consta dos

Arocessos n° 48500.004950/01-17, n° 48500.000722/99-54 e n° 48500.003396/02-96, referentes, respectivamente, aos módulos 8, 10 e 14 dos Procedimentos de Rede, no Processo n° 48500.006747/00- 11, e considerando que:

a Resolução n° 25, de 10 de fevereiro de 1999, aprovou, em caráter provisório, a Revisão 1 do Módulo 10 - “Manual de Procedimentos da Operação - MPO”, e determinou a sua reavaliação pela ANEEL quando da apresentação dos demais módulos;

a Resolução n° 140, de 25 de março de 2002, autorizou a utilização, em caráter provisório, dos documentos que especificou, à exceção dos módulos 8, 10 e 14 entre outros, que seriam autorizados por atos específicos;

o Módulo 10 necessitou ser adequado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS em razão das determinações da Resolução n° 513, de 16 de setembro de 2002, que estabeleceu os procedimentos para determinação de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil em instalações de transmissão do sistema elétrico;

o Despacho ANEEL n° 849, de 24 de dezembro de 2002, determinou ao ONS a implementação de alterações no Módulo 10 - “Manual de Procedimentos da Operação - MPO” dos Procedimentos de Rede;

a Resolução n° 265, de 10 de junho de 2003, estabeleceu os procedimentos para prestação, pelos Agentes de geração e transmissão, de serviços ancilares vinculados ao Sistema Elétrico Interligado Nacional - SIN; e,

a aprovação dos Procedimentos de Rede, em caráter definitivo, envolverá amplo debate com os agentes e a sociedade em geral, por meio de processo de Audiência Publica, onde adequações, ajustes e aprimoramentos poderão ser incluídos nos referidos módulos, resolve:

Art. Io Autorizar a utilização, em caráter provisório, do Módulo 8 - “Programação Diária da Operação”, integrante dos Procedimentos de Rede, conforme especificado no Anexo desta Resolução. ..........


(Fl. 2 da Resolução n° de 1 8 de £)££EfY3ôí20 de 2003)

§ Io O ONS deverá formalizar junto à ANEEL, quaisquer alterações no Plano de Capacitação constante do Anexo 1 do sub-módulo 8.1.

§ 2o O ONS deverá apresentar, em até trinta dias a contar da data de publicação desta resolução, Nota Técnica explicitando e esclarecendo as diferenças entre a versão do Programa DESSEM com Patamares Diários, objeto do Módulo aprovado, e a Versão 7.6, apresentada à ANEEL em meados de 2002, bem como o cronograma de desenvolvimento e implementação da versão completa do referido Programa.

Art. 2o Autorizar a utilização, em caráter provisório, do Módulo 10 - “Manual de Procedimentos da Operação - MPO” dos Procedimentos de Rede, conforme especificado no Anexo desta Resolução.

§ Io Os submódulos de caráter estritamente operativos n° 10.21, n° 10.22, n° 10.23 e n° 10.24 são de responsabilidade integral do ONS e não necessitam ser submetidos à aprovação da ANEEL, devendo ser tornados públicos e disponibilizados à sociedade,

§ 2o O ONS deverá desenvolver e encaminhar para avaliação da ANEEL, no prazo de noventa dias a contar da publicação desta resolução, estudo técnico abrangente que promova a interrupção dos contratos de prestação de serviços de operação pelas concessionárias de transmissão, passando o ONS a executá-los por meio dos Centros de Operação próprios, sendo que o referido estudo deverá:

I - considerar o prazo máximo de vinte e quatro meses, após análise e eventual aprovação pela ANEEL, para a completa transferência, para os Centros de Operação próprios do ONS, das funções atualmente exercidas pelos Centros contratados das concessionárias de transmissão;

II - definir a estratégia e condições da transferência de forma que a mesma se realize por etapas significativas, contemplando regiões eletroenergéticas da Rede de Operação; e,

III - explicitar os custos e as providências requeridas por parte do ONS e dos agentesenvolvidos.

Art. 3o Autorizar a utilização, em caráter provisório, do Módulo 14 - “Administração dos Serviços Ancilares” dos Procedimentos de Rede, conforme especificado no Anexo desta Resolução.

Art. 4o Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

JOSÉ MÁRIO MIRANDA ABDO


ANEXO À RESOLUÇÃO N ° é $ )D E ig DE 0 E-~£E(Y)££Q DE 2003.

MÓDULOS E SUBMÓDULOS DOS PROCEDIMENTOS DE REDE

Módulo Submódulo Revisão Situação8

Programação diária da operação

8.1- Elaboração da Programação Diária da Operação Eletroenergética 3

Autorizada a utilização, em caráter provisório, por esta Resolução.

10.1 - Conceituaçao Geral dos Procedimentos da Operação 2

10.2 - Hierarquia Operacional 210.3 - Padronização e Manutenção do Manual de Procedimentos da Operação 2

10.4 - Princípios de Conduta das Equipes de Operação do ONS 2

10.5 - Relacionamento Operacional 210.6 - Execução do Programa Diário de Operação 2

10.7 - Operação das Instalações da Rede de Operação 2

10.8 - Controle da Geração em Operação Normal 2

10.9 - Controle da Transmissão em Operação Normal 2

10 10.10 - Operação em Contingência 2Manual de

Procedimentos da10.11 - Recomposição da Rede de Operação após Perturbação 2 Autorizada a utilização,

em caráter provisório,; Operação - MPO 10.12 - Gerenciamento da Carga 2 por esta Resolução.

10.13 - Operação de Reservatórios 2

*10.14 - Elaboração do Programa Diário da Operação 2

10.15 - Acompanhamento da Operação do Sistema 2

10.16 - Acompanhamento da Execução dos Processos Operativos 2

10.17 - Análise da Operação do Sistema e dos Processos Operativos e Acompanhamento de Recomendações

2

10.18 - Estatística de Desempenho do Sistema 2

10.19 - Requisitos de Tele-supervisão para a Operação 2

10.20 - Estatística de Avaliação dos Processos Operativos 2

10.21 a 10.24 (Disponíveis no ONS)

1414.1 - Administração dos Serviços Ancilares - Introdução 1 Autorizada a utilização,

Administração dos Serviços Ancilares

14.2 - Arranjos comerciais para os Serviços Ancilares providos pelos agentes de geração 0 em caráter provisório,

por esta Resolução.14.3 - Apuração dos Serviços Ancilares 1


A g ê n c ia N a c io n a l d e E n e r g ia E l é t r i c a

RELATÓRIO

PROCESSO N°: 48500.006747/00-11.

ASSUNTO: Autoriza a utilização, em caráter provisório, dos módulos 8 - “Programação Diária da Operação”, 10 - "Manual dos Procedimentos da Operação - MPO” e 14 - “Administração dos Serviços Ancilares” dos Procedimentos de Rede, nas Revisões que especifica; e determina o desenvolvimento e encaminhamento a ANEEL, de estudo que promova a interrupção dos contratos de prestação de serviços de operação pelas concessionárias de transmissão que passarão a ser executados por meio de Centros de Operação próprios do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

RELATOR: Diretor Isaac Pinto Averbuch

RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO

I-DOS FATOS


A revisão n° 0 do documento em questão foi avaliada na Nota Técnica n° 015/2002- SRT/ANEEL de 25.02.2002, concluindo-se que algumas informações importantes deixaram de ser apresentadas, motivando então, a recomendação de ajuste do documento determinado na Resolução n° 140, de 25 de março de2002.

2. Uma nova revisão foi apresentada pelo ONS por meio da carta CTA-PRE-166/02, em 10 de maio de 2002, e sua análise foi objeto da Nota Técnica n° 022/2002-SRG-SFG/ANEEL, de 12 de agosto de 2002 ainda recomendando algumas alterações no documento,

3. Devido aos questionamentos dos agentes referentes às diretrizes que estavam sendo estabelecidas pela Agência para o módulo 8, e também decorrente de uma reunião havida entre a ANEEL e a ABRAGE em 29 de setembro de 2002, o grupo de análise realizou uma série de visitas de acompanhamento da elaboração da programação diária junto aos agentes e também ao ONS. E em 07 de fevereiro de 2003, a SRG emitiu uma nova Nota Técnica, a 013/2003-SRG/ANEEL, concluindo pela necessidade da centralização da programação diária da operação pelo ONS, a apresentação de um plano de ação factível para a transferência para o ONS do conhecimento, softwares e modelos utilizados pelos agentes de geração nos seus processos de programação, considerando-se o cronograma de implementação dos modelos de otimização da programação. E ainda, validou as determinações contidas na Nota Técnica no 022/2002-SRG- SFG/ANEEL, de 12 de agosto de 2002.

4. Em 07 de março de 2003, por meio do Ofício n° 073/2003-SRT/ANEEL, a ANEEL encaminhou ao ONS, as Notas Técnicas citadas, solicitando providências num prazo de 45 (quarenta e cinco) dias, que foi prorrogado posteriormente por solicitação do ONS para 05 de maio de 2003, através do Ofício n° 099/2003-SRG/ANEEL, de 22 de abril de 2003.


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5. Em 05 de maio de 2003, por meio da CARTA ONS- 088/300/2003, o ONS encaminhou a revisão 2, onde, além de atender as recomendações das Notas Técnicas da ANEEL, contempla um Plano de Capacitação visando a transferência do conhecimento, dos procedimentos para acesso a softwares e modelos utilizados por todos os Agentes na elaboração da programação diária de operação de suas centrais geradoras. Neste documento está ressaltada a constituição de um grupo de trabalho constituído pelo ONS e os agentes, para adaptações do módulo, a fim de torná-lo compatível com o processo de interação com os agentes, com a finalidade de definir claramente as responsabilidades do ONS e dos agentes na elaboração da programação diária da operação de forma centralizada, incluindo a sua integração com a implantação do modelo DESSEM. A data de encaminhamento à Agência do documento adaptado foi definida para a primeira quinzena de junho de 2003.

6. importante mencionar ainda, que nesta correspondência, o ONS registra a impossibilidade deconclusão do Modelo DESSEM em novembro de 2003, justificado através da grande complexidade do tema e pela necessidade de uma reformulação conceituai da filosofia a ser implantada neste modelo. E por estes motivos, foi constituído outro Grupo de Trabalho coordenado pelo ONS e com a participação dos agentes, para dar continuidade ao desenvolvimento do modelo DESSEM e a sua incorporação ao módulo 8, tendo sido definido o prazo de 60 (sessenta) dias para a apresentação do projeto contendo a filosofia, escopo, cronograma e recursos necessários para a continuação dos trabalhos de desenvolvimento do DESSEM.

7. Em 26 de junho de 2003, o ONS encaminhou à Agência a CARTA ONS-142/300/2003, solicitando prorrogação do prazo de entrega da revisão do módulo 8 para a primeira quinzena de julho e, por conseqüência, o adiamento da entrega da proposta de estruturação do DESSEM para final de agosto de 2003.

8. Neste documento, o ONS apresentou o andamento dos trabalhos realizados pelo grupo detrabalho encarregado das adaptações do submódulo 8.1. Ressalta-se que alguns problemas levantados pelos agentes quanto ao acesso remoto aos programas e modelos computacionais utilizados na elaboração da programação diária da operação, incluindo a necessidade de avaliação quanto a viabilidade técnica e aos requisitos para o referido acesso, influenciou a decisão de tratar este assunto em separado com a finalidade de encaminhar o módulo revisado o quanto antes à Agência. E ainda, esclarece que a forma de acesso a ser estabelecida será detalhada no Acordo Operativo a ser firmado entre o ONS e cada agente de geração, conforme reunião havida entre o ONS e os agentes em 06 de junho de 2003.

9 A CARTA ONS-167/300/2003, de 18 de julho de 2003, o ONS encaminhou a Revisão 3 dosubmódulo 8.1 que constituí o módulo 8 dos Procedimentos de Rede, incluindo o Plano de Capacitação que tem a finalidade de apresentar como se dará a transferência do conhecimento e dos procedimentos para o acesso aos softwares e modelos computacionais utilizados na elaboração da programação diária da operação. G GN3 informou, que encaminharia o resultado do grupo de trabalho sobre o DESSEM até o final de agosto de 2003.

10. Em 10 de novembro de 2003, a SRT recebeu da Superintendência de Regulação dosServiços de Geração - SRG o Memorando n° 190/2003-SRG/ANEEL encaminhando a Nota Técnica n° 065/2003-SRG/ANEEL, daquela mesma data, apresentando a análise da Revisão 3 do módulo 8.


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Módulo 10 — “Manual de Procedimentos da Operação - MPO”

11. Em 06 de março de 2003, a SRT elaborou a Nota Técnica 006/2003-SRT/ANEEL denominada: “Análise da Revisão 2 do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede”, objetivando a apresentação das avaliações e conclusões desenvolvidas pelo Grupo de Análise da Revisão 2 do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede, decorrentes do atendimento ao Despacho ANEEL n° 849, de 24 de dezembro de 2002.

12. Em reunião realizada entre o ONS e a ANEEL (SRT e SFE), no dia 16.06.2003, foram discutidos aspectos relacionados à conveniência e a viabilidade da descontratação dos Centros de Operação das Concessionárias de Transmissão peío ONS. Nesta oportunidade, o ONS apresentou o relatório: “Análise Estratégica Sobre os Centros Contratados do ONS”, abordando os diversos aspectos relacionados ao assunto, como: principais benefícios da descontratação dos Centros, estratégias de absorção das atividades dos Centros contratados pelos Centros próprios do ONS, condições e prazos para a descontratação e para a transferência de atividades dos Centros contratados, custos estimados da descontratação, etc.

13. Após avaliação e discussão dos aspectos apresentados pelo ONS em seu relatório, a SRT encaminhou o Memorando n° 075/2003-SRT/ANEEL, de 04.07.2003, à SFE, solicitando a realização de uma ação de fiscalização no operador, objetivando constatar os principais aspectos abordados, relacionados a descontratação dos Centros.

14. A SFE realizou a referida fiscalização, no período de 01/07/2003 a 12/09/2003, por meio de reuniões, visitas aos Centros de Operação e análise documental, elaborando o Relatório de Fiscalização encaminhado a SRT, por meio do Memorando n° 199/2003 -SFE/ANEEL, de 24/09/2003. O relatório e toda a documentação resultante da fiscalização encontram-se anexos ao processo n* 48500.003498/03-47

15. A SRT, após avaliação dos diversos aspectos abordados pelo ONS e pela SFE, nos relatórios descritos acima expediu em 30 de outubro de 2003 a Nota Técnica n° 029/2003-SRT/ANEEL, intitulada: “Centros de Operação Contratados pelo ONS”, com o objetivo de apresentar as avaliações e recomendações a respeito da contratação atual, pelo ONS, dos Centros de Operação das Concessionárias de Transmissão.


16. A Resolução n° 140, de 25 de março de 2002, especificou que a autorização para utilização em caráter provisório do Módulo 14, que trata sobre os Serviços Ancilares, seria objeto de Regulamentação específica.

17. Em 9 de maio de 2002, a SRG expediu o Oficio n° 13/2002-SRG/ANEEL, solicitando ao ONS o envio a esta Agência da proposta revisada do Módulo 14, abordando os principais aspectos técnicos e comerciais, que foram apresentados em Reunião realizada na ANEEL, no dia 11 de abril de 2002.

18. Em 10 de junho de 2003, foi publicada a Resolução n° 265, que estabeleceu os procedimentos para prestação de serviços ancilares, pelos agentes de geração e transmissão vinculados ao Sistema Elétrico Interligado Nacional - SIN. Ficou também estabelecido, o prazo de 90 (noventa) dias, contado da data de publicação do mencionado Ato, para que o ONS apresentasse a ANEEL o Módulo 14 dos Procedimentos de Rede, fixando os procedimentos e as rotinas quanto à contratação, administração e apuração dos serviços ancilares, para fins de análise e aprovação pela Agência A


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19. 0 ONS enviou a ANEEL( no dia 09 de setembro de 2003, a carta ONS-304/100/2003, ondeencaminhou o Módulo 14 - Revisão 0 - “Administração dos Serviços Ancilares” integrantes dos Procedimentos de Rede do ONS, aprovado pelo Conselho de Administração na sua 46a reunião ordinária, realizada em 29.08.03. Na oportunidade o ONS, de acordo com orientação do Conselho de Administração, agregou algumas considerações apuradas durante o processo de elaboração e aprovação do Módulo 14, relacionadas na carta acima.

20. Em resposta a retromencionada carta, a SRG enviou ao ONS em 24 de setembro de 2003, oOfício n° 196/2003-SRG/ANEEL, onde esclarece os questionamentos alavancados pelo Operador a cerca de determinados conceitos definidos na Resolução n° 265, de 10.06.2003.

21. Em 24 de setembro de 2003, foi elaborada pela SRG a Nota Técnica n° 056/2003- SRG/ANEEL com o objetivo de apresentar as análises efetuadas do Módulo 14 dos Procedimentos de Rede, Revisão 0 de 29.08.2003, encaminhada por meio da Carta ONS-304/100/2003, de 09.09.2003. Ficou definido pela ANEEL, que o ONS deveria elaborar uma nova revisão do Módulo 14, considerando os aspectos apresentados na Nota Técnica, encaminhada pela SRG no dia 8 de outubro de 2003, através da Ofício n° 205/2003-SRG/ANEEL, ao ONS,

22. O ONS encaminhou em 15 de outubro de 2003, a ANEEL, por meio de e-mail à SRG, aRevisão 1 dos submódulos 14.1 e 14.3, sendo que o submódulo 14.2 pemaneceu inalterado.

23. Em 20 de outubro de 2003, a SRG encaminhou o Memorando n° 176/2003-SRG/ANEEL, à SRT, informando que o Módulo 14 - “Administração dos Serviços Ancilares”, encontrava-se tecnicamente aprovado e apto para utilização em caráter provisório.

II-D A ANÁLISE

. Os Procedimentos de Rede são documentos constituídos por 23 módulos que tratam das regras e requisitos técnicos para o planejamento, a implantação, o uso e a operação das instalações de transmissão da Rede Básica dos sistemas elétricos interligados. Por determinação legal, a elaboração desses documentos é de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e é atribuição da ANEEL sua aprovação.

2. ' Na primeira etapa, os módulos serão autorizados para utilização em caráter provisório, permitindo que todos os agentes do setor possam avaliar a sua composição e a eficácia de sua aplicação.

3. A segunda etapa, de aprovação definitiva dos módulos, compreende a contratação de especialistas para analisar os documentos e a realização de Audiência Pública. Os consultores deverão apresentar seus pareceres em um Workshop, a realizar-se em meados de junho de 2003, quando será aberto amplo debate a todos os interessados no assunto. Essas discussões e contribuições serão consideradas na Audiência Pública a ser realizada em agosto de 2003, culminando com as recomendações de alterações nos Procedimentos de Rede, necessárias para sua aprovação em caráter definitivo.

Módulo 8 - “Programação Diária da Operação"

4. A análise realizada pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração - SRG recomenda a autorização para utilização em caráter provisório do módulo 8, na revisão 3 do submódulo 8.1 que o compõe, ressalvando-se os pontos necessários descritos na Nota Técnica.

^ -


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5. A Resolução n° 25 de 10 de janeiro de 1999, aprova em caráter provisório a Revisão 1 do Módulo 10 - Manual de Procedimentos da Operação dos Procedimentos de Rede e, determina a reavaliação do mesmo pela ANEEL quando do recebimento dos Procedimentos de Rede relativos as demais macro- funções do ONS.

6. A Revisão 2 do Móduío 10, contempía a reavaliação citada no item anterior e a sugestãoapresentada pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade - SFE a respeito da incorporação nesta revisão de atribuições do ONS relativas à ações de caráter sistêmico de Operação do Sistema Interligado Nacional - SIN, de forma mais direta e objetiva Ressalta-se ainda que ficou definido entre a ANEEL e o ONS que os submóduios de caráter estritamente operativos n0310.21,10.22,10.23 e 10.24, que requerem ajustes e atualizações constantes em função da dinâmica do sistema, são parte integrante dos Procedimentos de Rede, contudo não necessitarão ser submetidos à aprovação da ANEEL, devendo, entretanto, serem disponibilizados a sociedade e sujeitos a ação de fiscalização por parte da Agência.

7. Para viabilizar a solicitação da SFE, foi emitido o Despacho ANEEL n° 849, de 24 de dezembro de 2002, determinando ao ONS a implementação de alterações na revisão 2, contemplando a referida sugestão.

8. A ANEEL após a avaliação da nova versão - revisão 2, atendendo ao disposto acima, considerou-a adequada para sua utilização em Garáter provisório.

9. Quanto a descontratação dos Centros de Operação do ONS:

• De acordo com a Legislação vigente, cabe ao ONS, a supervisão, coordenação e controle do sistema interligado nacional, e às empresas cabe a operação local das instalações de sua

' propriedade que se situam na Rede de Operação, cuja responsabilidade operacional é do ONS. A operação local se dá com a realização do comando e execução das manobras correspondentes às ações de controle requeridas. Obviamente, cabe também às empresas a operação geral das demais instalações de sua propriedade.

• Existem atualmente 22 Centros de Operação, sendo o CNOS e 4 COSR de propriedade do ONS e, 4 COS e 13 COL de propriedade das concessionárias de transmissão. Estes centros estão organizados em uma estrutura de três níveis hierárquicos, Nacional (CNOS), Regional (COSR e COS) e Local (COL).

• A contratação dos Centros das empresas que já atuavam na operação do sistema para a prestação de serviços de operação, fez parte da estratégia de implantação do modelo representando uma fase de transição, que pode ser interrompida a qualquer tempo, conforme disposto na seguinte cláusula do CPST: UA prestação de SERVIÇOS DE OPERAÇÃO pela TRANSMISSORA poderá ser interrompida, a qualquer tempo, mediante comunicação por escrito pelo ONS; com antecedência minima de 120(cento e vinte) dias, observada a legislação pertinenten.

• Esta contratação não representa custos ao ONS, pois os mesmos são cobertos pela Receita Anual Permitida das Transmissoras.

• A análise efetuada pela SRT nos relatórios do ONS e da SFE referenciadas, resultaram na recomendação da descontratação dos centros pelo ONS, com os seguintes destaques:


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1. A descontratação dos Centros deverá ser realizada com a transferência de suas atividades de caráter sistêmico para os Centros próprios do ONS, permanecendo com os Centros Contratados as funções específicas de sua responsabilidade - comando e execução da operação das instalações;

2. A avaliação preliminar indica as seguintes absorções dos centros contratados pelos centros próprios do ONS, conforme tabela abaixo:

Centros a serem descontratados Centro que irá absorver as funções

Centros de Operação Local - COL Teresina, Fortaleza, Paufo Afonso, Salvador e Recife COSR-RecifeCentros de Operação Local - COL São Luis, Belém e Concentrador de dados de TocantinsCentros de Operação Local - COL Campinas, Furnas, Itumbiara, Jacarepaguá, Goiás, Cuiabá

COSR- Rio de JaneiroCentro de Operação do Sistema Minas Gerais.Nota: já existe atualmente prática de absorção da função de CAG peio COSR-Rto de Janeiro.Centros de Operação de S.Pauio. COSR- BrasíliaCentros de Operação Rio de Grande do Sul e Paraná COSR-Florianópoiis

3. Estimativa de custos relativos a absorção das funções dos centros contratados:

a) Infra estrutura:

Custeio:• 110.000,00 R$/Mês (responsabilidade dos agentes), relativos a canais de voz;• 11.000,00 R$/Mês (responsabilidade do ONS), relativos a canais de dados

Investimentos:• R$ 600.000,00 relativos a complementação da base de dados e telas de COSR.

b) Pessoal:

• 163.000,00 R$/Mês - Contratação de 13 engenheiros de operação e 30ujjcí i a u u to o


10. A SRG analisou a nova versão do Módulo 14 - Administração dos Serviços Ancilares,enviada a ANEEL pelo ONS, considerando tecnicamente aprovados para uso os 3 (três) submódulos quecompõe o referido Módulo 14, que foram ajustados de acordo com o estabelecido na Nota Técnica n° 056/2003-SRG/ANEEL, a saber:

• Submódulo 14.1 - Administração dos Serviços Ancilares-Introdução-Revisão 1.• Submódulo 14.2 -. Arranjos comerciais para os Serviços Ancilares providos pelos agentes

de geração - Revisão 0.• Submódulo 14.3 - Apuração dos Serviços Ancilares - Revisão 1. _

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A g ê n c ia N a c i o n a l d e E n e r g ia E l é t r ic a

II!-DO DIREITO

A autorização para utilização, em caráter provisório, dos Módulos 8, 10 e 14 dosProcedimentos de Rede atende ao disposto nos incisos l, II e III do art. 3e e III, IV e VII do art. 4^do Anexo I do Decreto 2.335, de 6 de outubro de 1997, no § único do art, 13, alíneas “d” e Y, art. 14 § 1e, alíneas “e" e T e art. 15 da Lei ns 9.648, de 27 de maio de 1998, no inciso II do art 2s e nos incisos i, III e VIII do art. 3̂ da Resolução ns 351, de 11 de novembro de 1998, no art 1̂ da Resolução ns 025, de 10 de fevereiro de 1999, no art 16 da Resolução na 247, de 13 de agosto de 1999, na Resolução na 140, de 25 de março de 2002, na Resolução na 513, de 16 de setembro de 2002 e na Resolução na 265, de 10 de junho de 2003.

IV-VOTO DO RELATOR

Em face do exposto, e considerando o que consta do Processo na 48500.006747/00-11, submeto à apreciação da Diretoria, com meu voto favorável, a aprovação da minuta de resolução anexa que:

a) autoriza a utilização, em caráter provisório, dos Módulos 8,10 e 14 dos Procedimentos de Rede, nas Revisões que especifica, obedecendo as seguintes determinações:

i - quanto ao Módulo 8, o ONS deverá, formalizar junto à ANEEL, quaisquer alterações noPlano de Capacitação apresentado no Anexo 1 do submódulo 8.1 e, num prazo de até 30 (trinta) dias, a contar da data de publicação da Resolução, apresentar uma Nota Técnica de esclarecimento sobre as diferenças entre a versão de implantação do DESSEM em patamares diários, conforme proposto no módulo ora autorizado, e a versão 7.6 apresentada à Agência em meados de 2002, bem como o cronograma de desenvolvimento e implementação da versão completa do DESSEM; e,

ii - quanto ao módulo 10, os submódulos de caráter estritamente operativos m 10.21,10.22, 10.23 e 10.24, que requerem ajustes e atualizações constantes em função da dinâmica da operação do sistema, apesar de serem partes integrantes dos Procedimentos de Rede, não necessitam ser submetidos â aprovação da ANEEL, devendo, entretanto, serem disponibilizados a sociedade e sujeitos à ação de fiscalização por parte da Agência.

b) determina que o ONS deverá desenvolver e encaminhar para avaliação da ANEEL, no prazo de 90 (noventa) dias, a contar da data de publicação desta resolução, um estudo técnico abrangente que promova a interrupção dos contratos de prestação de serviços de operação pelas concessionárias de transmissão, passando o ONS a executá-los por meio dos Centros de Operação próprios, sendo que o referido estudo deverá:

i - considerar o prazo máximo de 24 (vinte e quatro) meses, após análise e eventual aprovação pela ANEEL, para a completa transferência para os Centros de Operação próprios do ONS, das funções atualmente exercidas pelos Centros contratados das concessionárias de transmissão;


C * ANEELA g ê n c ia N a c i o n a l d e E n e r g i a E l é t r ic a

ii - definir a estratégia e condições desta transferência de forma que se reaíize, por etapas significativas, que contemplem regiões eletroenergéticas da Rede de Operação; e,

iii - explicitar os custos e as providências requeridas por parte do ONS e dos agentes envolvidos.

Brasília, ’ ^ ' b flO de 2003.

ISAAC PINTO AVERBUCHDiretor


A g ê n c i a N a c i o n a l d e E n e r g i a E l é t r ic a

EXTRATO DE ATA

Processos nos: 48500.004950/01-17,48500.000722/99-54, 48500.003396/02-96 e 48500.006747/00-11.

Interessado: Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

Assunto: Autoriza a utilização, em caráter provisório, dos módulos 8 - “Programação Diária da Operação”, 10 - “Manual dos Procedimentos da Operação - MPO” e 14 - “Administração dos Serviços Ancilares” dos Procedimentos de Rede, nas Revisões que especifica; e determina o desenvolvimento e encaminhamento a ANEEL, de estudo que promova a interrupção dos contratos de prestação de serviços de operação pelas concessionárias de transmissão que passarão a ser executados por meio de Centros de Operação próprios do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

Relator: Dr. Isaac Pinto Averbuch.

Andamento: Apreciado pela Diretoria da ANEEL na 55a Reunião (Ordinária) de 2003, realizada em 15/12/2003. .

Decisão: Emitida a Resolução n° 675/2003, em anexo.

Presidência do Dr. José Mário Miranda Abdo. Presentes à reunião os Diretores Eduardo Henrique Ellery Filho, Isaac Pinto Averbuch, Jaconias de Aguiar e Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa.

IO RICARDO GONÇALVES DE MOURA Secretário-Geral

c:\MARCOS/Ext Ata Res 675_4950 e outros


Simone Martins Riether

De: Simone Martins RietherEnviado em: quinta-feira, 18 de dezembro de 2003 16:03Para: '[email protected]'Assunto: Resolução ANEEL n° 675, de 18 de dezembro de 2003

Sr. Presidente,

Segue, para conhecimento, arquivo da Resolução ANEEL n° 675, de 18 de dezembro de 2003.

Atenciosamente,

MÁRZJO RICARDO GONÇALVES DE MOURASecreta ri o-GeralANEEL

Res_675_2003.rtf

1


Simone Martins Riether

De:Enviado em:Para:Assunto:

[email protected], 18 de dezembro de 2003 16:03Simone Martins RietherDeiivery Status Notification (Relay)

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[email protected]

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Anna Amélia Jacqueline Ferreira Salimena

De: Anna Amélia Jacqueline Ferreira SalimenaEnviado em: quinta-feira, 18 de dezembro de 2003 18:12Para: '[email protected]’Assunto: Resolução ANEEL n° 675/2003.

Prezado Senhor,

Atendendo solicitação, encaminho o arquivo da Resolução ANEEL n° 675/2003 para conhecimento.

Atenciosamente,

MÁRZIO RICARDO GONÇALVES DE MOURASecretário-GeralANEEL

Res_675_2003.rtf

1



De:Enviado em:Para:Assunto:

[email protected] quinta-feira, 18 de dezembro de 2003 18:12 Anna Amélia Jacqueline Ferreira Salimena Deiivery Status Notification (Relay)

ATT933781.txt Resolução ANEEL n° 675/2003. This is an automatically generated Deiivery Status Notification.

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1



De: Alvaro Fieury Veloso da Silveira [[email protected]]Enviado em: quinta-feira, 18 de dezembro de 2003 19:05Para: Anna Amélia Jacqueline Ferreira SalimenaAssunto: Resolução ANEEL n° 675/2003.

Return ReceiptYour Resolução ANEEL n° 675/2003.document

was Alvaro Fieury Veloso da Silveira/BSB/ONSreceivedby:at: 18/12/2003 20:04:37

1


1 /3 0 /2 0 8 4 1 0 :0 0 + 5 5 -2 1 99'1039422 ONS PASE . 01

1Ç» Operador Nacional do Sistema Elétrico

Estsfitófit» Central Rua da Quitanda, W ;>009'UÚC]Q Cehtrj RJ Brasil t t l ( 2 i ) 2 S O Í-Í1 4 0 0 fa x (2 1 ) 2 2 0 3 -9 4 4 4httpJtowvV.nriç. nrg.br [email protected]. for

CARTA. ONS-033/4Ü.0/2Q04 Rio de Janeiro, 29 de março de 2004

limo. Sr.Davi Antunes UmaSuperintendente de Regulação da Transmissão ANEEL

Assunto: Divulgação Pública dos Submòduios 10.21 a 10.24 dos Procedimentos de

Senhor Superintendente,

1. A Resolução da ANEEL n*675 de 18 de dezembro de 2003, que aprovou a revisão 2 do Modulo 10 dos Procedimentos de Rede - Manual de Procedimentos

da Operação, Submòduios 10.1 a 10.24 para utilização em caráter provisório,

determinou em seu Artigo 2o, Parágrafo 1o que os submódutos 10.21 a 10,24

sejam também tornados públicos, aliás como já é prática para os demais.

2. Ocorre que, em seu site na Internet, http_://www,ons.org,br, este Operador já vinha

disponibilizando para os Agentes e para todos os demais interessados, todos os

Módulos dos Procedimentos de Rede, à exceção dos Submódutos 10.21 a 10.24,

devido ao seu caráter dinâmico, caracterizando pelas freqüentes revisões dos

documentos que os compõem, que eram disponibilizados apenas para os

Agentes.

3. Para atendimento dessa determinação, face à grande quantidade de documentos

envolvidos, a complexidade de sua*.estrutura e a freqüência das atualizações, foi

necessário o desenvolvimento de um aplicativo que pudesse disponibilizar na

internet, por meio do site do ONS, os mesmos documentos contidos no ambiente interno, do ONS, utilizado para sua produção e guarda, garantindo-se a

permanente atualidade das informações publicadas.

4. Assim sendo, temos a satisfação de informar que desde o dia 22 de março de

2004, foram disponibilizados no referido site os Submòduios 10.21 a 10.24, adicionando-os aos demais Submòduios que já estavam disponíveis naquele

local, rs : /

Rede.

P*lm!ra.DCiOtOe Emltlt(Oíi20D4 . Cftrtâa.tVióe 03.ANEEL . DiüulgaçSo Público


0 3 /3 0 /2 3 3 4 1 0 : 8E + 5 5 -2 1 -2 2 0 3 3 4 2 2 PACC 02

S» Operador Nacional do Sistema Eiêtrico

c a r t á d n y-oyó/^üUí^LvjA

- 2 -

5. O acesso às informações em /oco deve ser feíto através da “home-page" do ONS, selecionando-se a opção Procedimentos de Rede e em seguida a opção iVTodulo 10 - Manual de Procedimentos, da Operação - MFC, para consulta e côpia de

todos os seus arquivos.

6. Dessa forma damos por atendida á referida determinação da Resolução ANEEL n* 675 de 16/12/2003, cabendo enfatizar que os Agentes do Setor já foram informados a respeito, por meío de correspondência específica.

7. Colocarrtos-nos a disposição pare os esclarecimentos complementares que se fizerem necessários, ao tempo que renovamos votos de estima e consideração.

Atenciosamente,

. v -'—" -Carlos- Ribeiro Diretor Operação

\

P1 Palnitraaturtos Em:tirft>í-2:0£W., Cftrtát-.môç QS.ÀMEEL PlculjfíWSO Publica


03/23/2005 10:57 +55-21-22039422 QNS PAGE 01

Operador Nacional do Sistema Elétrico EjofitArin Centralds QuitSnda, 196 - Centro

20.091--000 Rio de Janeiro RJ t d (21) 2203-9P98 fíx (21) 2203-9422 h ttp ://ww w. on*. org. b; io íb fá jim w s .b f

Carta ONS-138/400/2005 Rio de Janeiro, 23 de agosto de 2005

limo, Sr,

Dr. José Ivan Morozowskl

Diretor Superintendente

Copei Transmissão S.A.

Assunto: Descontrataçâo de Serviços de Geração junto è Transmissora COPEL

Ref.: Carta COPEI CQDR-TRA-C/005/2005 de 14/06/2005

Prezado Diretor,

1. Fazemos referência à correspondência supracitada, na qual V.Sa. solicita deste ONS

reconsiderar o prazo para descontrataçâo do COS-PR.

2. Conforme é do conhecimento de V.Sa., o processo de descontrataçâo de centros de

operação decorre de determinação da Agência Nacional de Energia Elétrica -

ANEEL, que através da Resolução n° 675/2003, de 18 de dezembro de 2003,

determinou ao ONS que elaborasse estudo técnico abrangente que promovesse a

interrupção dos contratos de prestação de serviços de operação pelas

concessionárias de transmissão, passando o ONS a executá-los por meio de centros

próprios.

3. Estudos desenvolvidos por este Operador estabeleceram as condições em que se

dariam a absorção dos serviços contratados a centros de operação de

concessionárias de transmissão peios centros próprios do ONS, bem como os prazos

envolvidos para este operação. Estes estudos consolidados na Nota Técnica ONS n°

089/2004 - "Estudo Técnico para Descontrataçâo de Serviços de Operação de

Sistema” foram submetidos à ANEEL e aprovados por meio do Despacho n° 354 da

ANEEL, publicado no Diário Oficiai da União em 29 de março de 2005-

P;Wbus dsLumwlotrtDoctM Emitidos) - ÍWÍWartoBtAg^oatCts QNS.1ÍB.M0.ZQQ5 COREL p w .*i Sotv.Oer.daa


10:57 +55-21-22039422 PAGE 02

Carta ONS-138/400/2005 - 2-

4. De maneira a cumprir a determinação do órgão regulador, mantendo a segurança do

atendimento ao Sistema interligado Nacional - SIN, todo o projeto intitulado

“Descontrataçâo dos Centros de Controle" tem sido conduzido em estreita parceria

entre o ONS e as empresas envolvidas.

5, Na busca desta parceria e colaboração, realizamos reunião com as equipes técnicas

da COPEL onde foram avaliadas as questões relativas â infra-estrutura dos sistemas

de supervisão e controle.

6. Desta reunião, restou divergência qtianto à conexão entre o atual COS da COPEL e o

Centro Regional de Operação Sul ™ COSR-S/ONS após a efetivação da

descontrataçâo dos serviços de operação á COPEL, em função de possível

degradação da idade dos dados,

7. As análises dessa questão, realizadas detalhadamente pela equipe técnica do ONS,

nos tranqüiliza quanto à degradação e redução da confiabilidade dos dados da rede

externa,a serem recebidas pelos COS da COPEL.

8. Desta forma, não vemos razão para adiar a data para a descontrataçâo dos serviços

de operação pelo Centro de Operação da COPEL prevista para 1o de janeiro de 2006,

contida no estudo aprovado pela ANEEL através do Despacho n° 354/2005.

9. Aproveitamos a oportunidade, para propor reuniões entre as equipes técnicas do

ONS e da COREL, em datas a serem sugeridas por V.Sa,, de modo a efetivamente

darmos partida ás ações conjuntas a serem adotadas por este ONS e pela COPEL

para o efetivo cumprimento do cronograma aprovado pela ANEEL.

10. Sem mais para o momentp, somos,

Atenciosamente.

Luiz E Ferreira

Diretor de Operação


08/23/2005 10:57 +55-21-22039422 ONS PAGE

C.C: Dr. Davi Antunes Lima - SRT / ANEEL

Diretores do ONS

CNÜS - COSR-S - COSR-SE - COSR-NE

Carta ONS-138/400/2005 -3-

P;W aue dút^mw iloíOoctoa EofflWw -ZOWVCflrtKWiO-OeftCta ON3.Í3B.406Í0CU COPEL teu i.rin n - , h« i>


t f L h (Escritório CentraiOperador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, 196

^ r 20091-000 Centro RJ Brasil' te! (21) 2203-9400 fax (21) 2203-9444

http l lm w ons org.br info@otis org br

CTA O N S - ^ / l 00/2005 Rio de Janeiro, 30 de setembro de 2005.

limo. Sr. _ r -^ -O i^ ÍJerson Keíman SGE - ANEELDiretor-Geral Recebido em / Q ^ f O S /

A N E E L lz È m i > .

Assunto : Revisão dos Procedimentos de RedeRef.: CTA ONS - 153/100/2005 de 26/04/2005

CTA ONS - 167/100/2005 de 05/05/2005

Senhor Diretor-Gera!

1. Em atendimento à Resolução Normativa ANEEL n° 115/2004, e em consonância com o cronograma enviado através das correspondências em epígrafe, encaminhamos os documentos relativos à 1a etapa da entrega dos módulos revistos dos Procedimentos de Rede:

• Módulo 4 - Ampliações e reforços;• Módulo 12 - Medição para faturamento;

• Módulo 13 - Telecomunições;

• Módulo 14 - Administração dos serviços ancilares;

• Módulo 16 - Acompanhamento de manutenção;

2. Informamos que o Módulo 03 (Acesso aos sistemas de transmissão) será enviado no dia 15 de outubro e que estamos, também, antecipando o encaminhamento de dois módulos previstos para serem enviados a essa Agência nas duas etapas posteriores:

• Módulo 19 - identificação, tratamento e penalidades para as não- conformidades; e

• Módulo 21 - Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e identificação de instalações.

3. No dossiê ora enviado, cada módulo dos Procedimentos de Rede é apresentado com os seguintes documentos:

• módulo revisto;

• planilha de contribuições recebidas dos agentes através do sistema de consulta;

• ata do workshop realizado com os agentes; e________________________ __• planilha de contribuições recebidas no worksffâfyfôfct - PROTOCOLO - UERAL j

I RecebidoCTA_ONS_Minuta_100_2005_ANEEL_30_09_2005_.doc \ p m ÓO ---- -


o K i s Operador Nacional do Sistema ElétricoCTA ONS - / 100/2005

4. Para facilitar a apreciação dos documentos por essa Agência, encaminhamos também, em anexo, uma tabela com as alterações estruturais, em relação às versões vigentes, realizadas em cada módulo.

5. O processo de revisão dos Procedimentos de Rede, conduzido de forma totalmente transparente, contou com a participação direta de mais de 80 agentes. O sistema de consulta recebeu aproximadamente 11.000 sugestões, das quais cerca de 60% foram incorporadas, total ou parcialmente, aos Procedimentos de Rede, o que contribuiu de forma significativa para o aperfeiçoamento desses procedimentos.

6. Por oportuno, informamos que serão encaminhados à ANEEL, nos dias 15 e 30 de outubro de 2005 respectivamente, os módulos revistos relativos às 2a e 3a etapas de entrega, conforme o cronograma apresentado nas correspondências em referência. Teremos então concluído a revisão determinada pela ANEEL.

7. Muito nos valeram, para levar a termo esta tarefa, as orientações dadas por essa Agência e, sobretudo, a compreensão quanto a complexidade e abrangência do processo de revisão.

8. Finalmente, colocamo-nos à inteira disposição de V.Sa. para prestar quaisquer esclarecimentos adicionais relativos a essa revisão.

9. Certos de sua atenção, renovamos nossos votos de grande estima e consideração.

Atenciosamente

Mari antosDirei

CTA ONS Minuta 100 2005 ANEEL 30 09 2005 .doc


o is is Operador Nacional do Sistema ElétricoCTA ONS 33'/ / 100/2005

Anexo

Módulo 04 - Ampliações e reforços

Revisão anterior Nova revisão

4.1 - Ampliações e reforços na Rede Básica:Introdução

4.2 - Elaboração do plano de ampliações ereforços na Rede Básica

4.3 - Elaboração de parecer com justificativatécnico-econômica de empreendimentos de transmissão

4.4 - Dados e ferramenta! requeridos paraos estudos de ampliações e reforços na Rede Básica

4.5 - Procedimentos para a determinaçãodas ampliações e reforços na Rede Básica

4.6 - Critérios para a determinação dasampliações e reforços na Rede Básica

4.1 - Ampliações e reforços: visão geral

4.2 - Propostas de ampliações e reforços

4.3 - Metodologia para elaboração daspropostas de ampliações e reforços

4.4 - Dados requeridos para os estudos deampliações e reforços

4.5 - Acompanhamento das recomendaçõesdas propostas de ampliações e reforços

■ Módulo 12 - Medição para faturamento Não houve alterações estruturais.

■ Módulo 13 - Telecomunicações Não houve alterações estruturais.

■ Módulo 14 - Administração de serviços ancilares Não houve alterações estruturais.

■ Módulo 16 - Acompanhamento de manutenção


16.1 - Introdução geral

16.2 - Confirmação da capacidade degeração de unidades geradoras

16.3 - Acompanhamento da manutençãodas instalações da Rede de Operação

16.4 - Análise dos indicadores dedesempenho da manutenção da Rede de Operação,

16.5 - Atuação do ONS nos casos deindicadores de desempenho dentro da faixa de alerta devido à manutenção

16.1 - Acompanhamento da manutenção:Visão geral

16.2 - Acompanhamento de manutenção dosequipamentos e instalações

16.3 - Gestão de indicadores para avaliaçãode desempenho de equipamentos e linhas de transmissão na perspectiva da manutenção

16.4 - Recuperação de indicadores dedesempenho em faixas de alerta ou insatisfatória na perspectiva da manutenção.

CTA ONS Minuta 100 2005 ANEEL 30 09 2005 .doc


o Operador Nacional do Sistema ElétricoCTA ONS - 53 i i V100/2005

Módulo 19 - Identificação, tratamento e penalidades para as não- conformidades


19.1 - Identificação, tratamento e 19.1 - Identificação, tratamento epenalidades para as não- penalidades para as não-conformidades - introdução e conformidadesdefinições

19.2 - Identificação, tratamento epenalidades para as não-conformidades - conceito, tipificaçãoe tratamento

19.3 - Identificação, tratamento epenalidades para as não-conformldades - processo deaplicação de penalidades

Módulo 21 - Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e integração de instalações

Revisão anterior Nova revisão21.1 - Estudos Especiais - Introdução

21.2 - Estudos pré-operacionais deinstalações da rede de operação

21.3 - Estudos de comissionamento de instalações da rede de operação

21.4 - Otimização de controladores

21.5 - Estudos de estabilidade de tensão

21.6 - Estudos de recomposição do sistema

21.7 - Estudos de reserva de potênciaoperativa

21.8 - Controle carga-freqüência

21.9- Validação de modelos decomponentes e dados para estudos elétricos

21.1 *- Estudos para reforço da segurançaoperacional elétrica, controle sistêmico e integração de instalações: Visão geral.

21.2 - Estudos pré-operacionais deintegração de instalações da rede de operação

21.3 - Estudos de comissionamento deinstalações da rede de operação

21.4 - Validação de dados e modelos decomponentes para estudos elétricos

21.5 - Otimização de controladores

21.6 - Estudos de recomposição do sistema

21.7 - Estudos de reserva de potênciaoperativa

21.8 - Controle carga-freqüência

21.9 - Análise técnica dos serviços ancilares

21.10 - Revitalização das instalações do SIN

CTA ONS Mi nula 100 2005 ANEEL 30 09 2005 .doc


oN(Escritório Central Rua da Quitanda, 196

m ^ 20091 -000 Centro RJ Brasil ______ .___ . . . . tel (21) 2203-9400 fax (21)2203-9444Operador Nacional do Sistema Elétrico httpv/www.ons.org.br [email protected],br

1

CTA ONS- /100/2005 Rio de Janeiro, 14 de outubro de 2005.

ilmo. Sr.Jerson KelmanDiretor-GeralANEEL

Assunto : Revisão dos Procedimentos de RedeRef.: CTA ONS - 334/100/2005 de 30/09/2005

Senhor Diretor-Geral

1. Em atendimento à Resolução Normativa ANEEL n° 115/2004 e em consonância com a correspondência em epígrafe, encaminhamos os documentos relativos à 2a etapa da entrega dos módulos revistos dos Procedimentos de Rede:

• Módulo 3 - Acesso aos sistemas de transmissão;

• Módulo 9 - Recursos hídricos e meteorologia;• Módulo 10 - Manual de Procedimentos da Operação;

• Módulo 11 - Proteção e controle;• Módulo 18 - Sistemas e modelos computacionais;

• Módulo 22 - Análise de ocorrências e perturbações.

2. No dossiê ora enviado, de modo semelhante ao enviado na 1a etapa, cada módulo dos Procedimentos de Rede é apresentado, em meio magnético (CD) e em papel, com os seguintes documentos:


• planilha de contribuições recebidas dos agentes através do sistema de consulta;

• ata do workshop realizado com os agentes; e

• planilha de contribuições recebidas no workshop.

3. Para facilitar a apreciação dos documentos por essa Agência, encaminhamos, em anexo, uma tabela com as alterações estruturais realizadas em cada módulo, em relação às versões vigentes.

4. Por oportuno, informamos que serão encaminhados à ANEEL, no dia 30 de outubro de 2005, os módulos revistos restantes, relativos à 3a etapa de entrega.

W N I M IIIH M IW á lI lltM P W l

ANEEL - PROTOCOLO - GERAL Recebido àfe Jfò * l/O horas Erm J ̂ de fiJD de ~ Q C .

S k 1/9


CTA ONS -343 /100/2005

5. Finalmente, colocamo-nos à inteira disposição de V.Sa. para prestar quaisquer esclarecimentos adicionais que se fizerem necessários.

6. Certos de sua atenção, renovamos nossos votos de grande estima e consideração.

Atenciosamente

Diretor Geral em Exercício

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CTA ONS - /100/2005

Anexo: Alterações estruturais dos módulos

■ Módulo 03 - Acesso aos sistemas de transmissão

- O Submódulo 3,2 Consulta de acesso - revisão 4 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 3.3 Informações para a Consulta de Acesso e o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 3.2 Consulta de Acesso.- O Submódulo 3.3 Solicitação de acesso - revisão 4 abrange o conteúdo da revisão 3 do Submódulo 3.4 So//cftaçáo de Acesso.- O Submódulo 3.4 Informações para a solicitação de acesso - revisão 4 abrange o conteúdo da revisão 3 do Submódulo 3.5 Informações para a Solicitação de Acesso.- O Submódulo 3.5 Inspeções e ensaios nas instalações de conexão ~~ revisão 4 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 3.6 Inspeções e Ensaios nas Instalações de Conexão.- O Submódulo 3.6 Requisitos mínimos para a conexão à rede básica - revisão 4 abrange o conteúdo da revisão 3 do Submódulo 3.8 Requisitos Mínimos para a Conexão à Rede Básica.- Supressão do Submódulo 3.7 Manutenção das instalações de Conexão - revisão 2.O quadro a seguir resume a atual estrutura de submódulos em relação à anterior.

Revisão anterior (2 e 3) Nova revisão (4)3.1 - Acesso aos Sistemas de Transmissão - Introdução e Conceituação (revisão 2).3.2 - Consulta de Acesso (revisão 2).3.3 - Informações para a Consulta de Acesso (revisão 2).3.4 - Solicitação de Acesso (revisão 3).3.5 - Informações para a Solicitação de Acesso (revisão 3).3.6 - inspeções e Ensaios nas Instalações de Conexão (revisão 2).3.7 - Manutenção das Instalações de Conexão (revisão 2).3.8 - Requisitos Mínimos para a Conexão à Rede Básica (revisão 3).

3.1 - Acesso aos sistemas de transmissão: visão gerai.3.2 - Consulta de acesso.3.3 - Solicitação de acesso.3.4 - Informações para a solicitação de

acesso.3.5 - inspeções e ensaios nas instalações de conexão.3.6 - Requisitos técnicos mínimos para a conexão à rede básica.

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CTA ONS -3 -Y S /100/2005

■ Módulo 09 - Recursos hídricos e meteorologia

- O Submódulo 9.7 Atualização de dados técnicos dos aproveitamentos hidroelétricos - revisão 1 abrange o conteúdo da revisão 0 do Submódulo 9.8 Quantificação da Evaporação Líquida e o conteúdo da revisão 0 do Submódulo 9.7 Atualização da Base de Dados Atemporais dos Aproveitamentos Hidrelétricos.- O Submódulo 9.8 Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos hidroelétricos revisão 1 abrange o conteúdo da revisão 0 do Submódulo 9.9 Atualização de Restrições Operativas Hidráulicas de Reservatórios.

O quadro a seguir resume a atual estrutura de submódulos em relação à anterior.

Revisão anterior (0) Nova revisão (1)9.1 - Hidrologia Operacional - Introdução.9.2 - Acompanhamento da Situação Hidroenergética.9.3 - Elaboração do Plano Anual de Prevenção de Cheias.9.4 - Estabelecimento das Regras de Operação em Situação de Cheia.9.5 - Previsão de Vazões.9.6 - Disponibilização de Informações Meteorológicas e Climáticas.9.7 - Atualização da Base de Dados Atemporais dos Aproveitamentos Hidrelétricos.9.8 - Quantificação da Evaporação Líquida.9.9 - Atualização de Restrições Operativas Hidráulicas de Reservatórios.

9.1 - Recursos hídricos e meteorologia: visão geral.9.2 - Acompanhamento, análise e tratamento dos dados hidroenergéticos do Sistema Interligado Nacional.9.3 - Planejamento anual de prevenção de cheias.9.4 - Estabelecimento das regras para operação de controle de cheias.9.5 - Previsão de vazões e geração dos cenários de afluências.9.6 - Acompanhamento e previsão meteorológica e climática.9.7 - Atualização de dados técnicos dos aproveitamentos hidroelétricos.9.8 - Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos hidroelétricos.

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CTA ONS - /100/2005

11 Módulo 10 - Manual de Procedimentos da Operação

- O Submódulo 10.3 Relacionamento operacional - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.5 Norma de operação - Relacionamento operacional entre centros de operação.- O Submódulo 10.4 Elaboração do programa diário da operação - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.14 Elaboração do programa diário de operação.- O Submódulo 10.5 Execução das intervenções - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.6 Execução do Programa Diário de Operação - PDO.- O Submódulo 10.6 Controle da geração em operação normal - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.8 Controle da geração em operação normal.- O Submódulo 10.7 Controle da transmissão em operação normal - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.9 Controle da transmissão em operação normal.- O Submódulo 10.8 Operação hidráulica dos sistemas de reservatórios - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.13 Controle operacional de reservatórios.- O Submódulo 10.9 Operação em contingência - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.10 Operação em contingência.- O Submódulo 10.10 Gerenciamento da carga - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.12 Gerenciamento da carga.- O Submódulo 10.12 Operação das instalações da rede de operação - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.7 Operação das instalações da rede de operação.- O Submódulo 10.13 Confirmação da capacidade de geração de unidades geradoras - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 0 do Submódulo 16.2 Acompanhamento de manutenção dos equipamentos e instalações.- Criação do Submódulo 10.14 Requisitos operacionais especiais para os centros de operação e subestações e usinas da rede de operação, que concentra requisitos anteriormente distribuídos ao longo do Módulo 10. Destacamos a inclusão de requisitos para instaiações desassistidas.- O Submódulo 10.15 Triagem de ocorrências e perturbações - revisão 3 abrange parte do conteúdo da revisão 2 dos Submódulo 10.15 Acompanhamento da operação do sistema e 10.16 Acompanhamento da execução dos processos operativos.- Criação do Submódulo 10.16 Dados e informações para contabilização.- O Submódulo 10.17 Padronização e revisão do Manual de Procedimentos da Operação - revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.3 Padronização e manutenção do MPO.- Criação do Submódulo 10.18 Cadastros de informações operacionais para conter os cadastros de informações operacionais, tais como limites de equipamentos e linhas.

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Com relação à revisão anterior:- Supressão do Submódulo 10.4 Norma de operação - Princípios de conduta das equipes de operação do ONS - revisão 2. Esse assunto está sendo tratado no item “Princípios Básicos de conduta aplicados na operação da Rede de Operação” da nova revisão do Submódulo 10.1 Manual de procedimentos da operação; conceituação geral - revisão 3.- Transferência do conteúdo dos submódulos de pós-operação para os Módulos 22 e 25.- Transferência do Submódulo 10.19 Requisitos para os recursos de supervisão e controle em tempo real para o Módulo 2.


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Revisão anterior (2) Nova revisão (3)10.1- Conceituação Gerai dos Procedimentos da Operação.10.2- Norma de Operação - Hierarquia Operacional.10.3- Padronização e.Manutenção do Manual de Procedimentos da Operação.10.4- Norma de operação - Princípios de Conduta das Equipes de Operação do ONS.10.5- Norma de Operação - Relacionamento Operacional.10.6- Norma de Operação - Execução do Programa Diário de Operação.10.7- Norma de Operação - Operação das instalações da Rede de Operação.10.8- Norma de Operação - Controle da Geração em Operação Norma).10.9- Norma de Operação - Controle da Transmissão em Operação Normal.10.10- Norma de Operação - Operação em Contingência.10.11- Norma de Operação - Recomposição da Rede de Operação após Perturbação.10.12- Norma de Operação - Gerenciamento da Carga.10.13- Norma de Operação - Operação de reservatórios.10.14-Elaboração do Programa Diário da Operação10.15- Acompanhamento da Operação do Sistema.10.16- Acompanhamento da Execução dos Processos Operativos.10.17- Análise da Operação do Sistema e dos Processos Operativos e Acompanhamento de Recomendações.10.18- Estatística de Desempenho do Sistema.10.19-Requisitos de teiessupervisão para a Operação.10.20- Estatística de Avaiiação dos Processos Operativos.10.21- Instruções de Operação e Mensagens Operativas.10.22- Rotinas Operacionais.10.23-Ajustamentos Operativos.10.24- Regulamentos Internacionais.

10.1- Manual de procedimentos da operação: conceituação geral.10.2- Hierarquia operacional,10.3- Relacionamento operacional.10.4- Elaboração do Programa Diário da Operação.10.5- Execução das intervenções.10.6- Controle da geração em operação normal.10.7- Controle da transmissão em operação normal.10.8- Operação hidráulica dos sistemas de reservatórios.10.9- Operação em contingência.10.10- Gerenciamento da carga.10.11- Recomposição da rede de operação após perturbação.10.12- Operação das instalações da rede de operação.10.13- Confirmação da capacidade de geração de unidades geradoras.10.14- Requisitos operacionais especiais para os centros de operação, subestações e usinas da rede de operação.10.15- Triagem de ocorrências e perturbações.10.16- Dados e informações para contabilização.10.17- Padronização e revisão do Manual de Procedimentos da Operação.10.18- Cadastros de informações operacionais.10.19- Regulamentos internacionais.10.20- Ajustamentos operativos entre o ONS e os agentes de operação.10.21- Instruções de operação e mensagens operativas.10.22- Rotinas operacionais.

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■ Módulo 11 - Proteção e controle

Não houve nenhuma alteração estrutural.

Revisão anterior (0 e 1) Nova revisão (1 e 2)11.1- Proteção e Controle - Introdução (revisão 0).11.2 - Estatísticas de Desempenho da Proteção (revisão 0).11.3 - Estudos de Curto-Circuito (revisão 0).11.4 - Implementação de Sistemas Especiais de Proteção (revisão 0).11.5 - Diagnóstico dos Sistemas de Proteção e Controle das Instalações (revisão 1).11.6 - Oscilografia de Curta e LongaDuração (revisão 0).11 .7- Proteções de Caráter Sistêmico

(revisão 0).

11 .1 - Proteção e controle - visão geral (revisão 1).11.2 - Avaliação de desempenho da proteção (revisão 1).11.3 - Estudos de curto-circuito (revisão 1).11.4 - Sistemas Especiais de Proteção (revisão 1).11 .5- Diagnóstico dos sistemas de proteçãoe controle das instalações (revisão 2).11.6 - Registro de perturbações (revisão 1).11 .7- Proteções de caráter sistêmico

(revisão 1).

* Módulo 18 - Sistemas e modelos computacionais


Revisão anterior (0) Nova revisão (1)18.1 - Modelos Computacionais - Introdução.18.2 - Modelos Computacionais.

18.1 - Sistemas e modelos computacionais: visão geral18.2 - Relação dos sistemas e modelos

computacionais

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■ Módulo 22 - Análise de ocorrências e perturbações

- O Submódulo 22.5 Análise da operação - revisão 0 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.17 Análise da Operação do Sistema e dos Processos Operativos e Acompanhamento de Recomendações no que diz respeito ao relatório de análise da operação.- O Submóduio 22,6 Gestão das recomendações e das providências em andamento dos relatórios de análise - revisão 0 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 10.17 Análise da Operação do Sistema e dos Processos Operativos e Acompanhamento de Recomendações no que diz respeito ao acompanhamento de recomendações.


Revisão anterior (0 e 1} Nova revisão (0,1 e 2}22.1 - Análise de Ocorrências e Perturbações - Introdução e Conceituação (revisão 0).22.2 - Elaboração do Relatório Preliminar de Ocorrências - RPO (revisão 0).22.3 - Elaboração do Relatório de Análise de Perturbação - RAP (Revisão 1).22.4 - Análise de Falhas em Instalações e Equipamentos Envolvidos em Perturbações da Rede de Operação (Revisão 1).

22.1 - Análise de ocorrências e perturbações: visão gerai - Revisão 1.22.2 - Análise de ocorrência - Revisão 1.22.3 - Análise de perturbação - Revisão 2.22.4 - Análise de falhas em equipamentos e linhas de transmissão - Revisão 2.22.5 - Análise da operação - Revisão 0.22.6 - Gestão das recomendações e das providências em andamento dos relatórios de análise - Revisão 0.

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5* Operador Nacional do Sistema Elétrico

(Escritório CentralRua da Quitanda, 19620091 -000 Centro RJ Brasiltel (21) 2203-9400 fax (21) 2203-9444http7/www.ons org br [email protected]

CTA ONS-Ot7É//100/2005 Rio de Janeiro, 28 de outubro de 2005.

3^/100/2005

limo. Sr.Jerson KelmanDiretor-GeralANEEL

Senhor Diretor-Geral

Assunto : Ref.:

Revisão dos Procedimentos de Rede CTA ONS - 334/100/2005 de 30/09/2005 CTA ONS - 373/100/2005 de 15/10/2005

Recebido

1. Em atendimento à Resolução Normativa ANEEL n° 115/2004 e em

consonância com a correspondência em epígrafe, encaminhamos os

documentos relativos à 3a etapa da entrega dos módulos revistos dos

Procedimentos de Rede:

• Módulo 1 - Introdução geral ao ONS e aos Procedimentos de Rede;

• Módulo 2 - Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de

indicadores de desempenho da rede básica e de seus componentes;

• Módulo 5 - Consolidação da previsão de carga;

• Módulo 6 - Planejamento e programação da operação elétrica;

• Módulo 7 - Planejamento da operação energética;

• Módulo 8 - Programação diária da operação eletroenergética;

• Módulo 15 - Administração de serviços e encargos de transmissão;

• Módulo 20 - Glossário de termos técnicos;

• Módulo 23 - Critérios para estudos;

• Módulo 24 - Processo de integração de instalações; e

• Módulo 25 - Apuração de dados, relatórios da operação do sistema interligado nacional e indicadores de desempenho.

2. Ressaltamos que dois dos módulos ora encaminhados são novos, conforme já mencionado em contatos anteriores, e tratam respectivamente do processo de integração de instalações ao SIN (Módulo 24), da apuração de dados, dos relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e dos indicadores de

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3. No dossiê ora enviado, de modo semelhante ao enviado nas 1a e 2a etapas, cada módulo dos Procedimentos de Rede é apresentado, em meio magnético (CD) e em papel, com os seguintes documentos:


• planilha de contribuições recebidas dos agentes através do sistema de

consulta;

• ata do workshop realizado com os agentes; e

• planilha de contribuições recebidas no workshop.

4. Para facilitar a apreciação dos documentos por essa Agência, encaminhamos, em anexo, uma tabela com as alterações estruturais realizadas em cada módulo, em relação às versões vigentes.

5. Estamos encaminhando, também era CD, as versões 3.0 e 5.0 de cada módulo, que foram utilizadas, respectivamente, no sistema de consulta aos

avgentes e no workshop externo.

6. Com essa remessa, concluímos o encaminhamento à ANEEL, de todos os módulos dos Procedimentos de Rede revistos conforme determinação da Resolução Normativa ANEEL n° 115/2004, de 29 de novembro de 2004.

7. Externamos uma vez mais os nossos agradecimentos à ANEEL pelas orientações dadas ao longo desse processo de revisão, e colocamo-nos à inteira disposição de V.Sa para prestar quaisquer outros esclarecimentos com relação aos módulos dos Procedimentos de Rede e ao processo de revisão.

8. Aproveitamos a oportunidade para renovar nossos votos de grande estima e consideração.

Atenciosamente


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Anexo: Alterações estruturais dos módulos

■ Módulo 1 - Introdução geral ao ONS e aos Procedimentos de Rede

Os módulos 1 e 17, em suas revisões 0, tinham características de módulos introdutórios, uma vez que forneciam aos agentes informações de caráter geral, que permitiam a compreensão dos Procedimentos de Rede, das funções do ONS, dos requisitos de informação solicitados e dos produtos resultantes dos processos desenvolvidos para cumprimento das atribuições do ONS. Com esta revisão 1 do Módulo 1, os Módulos 1 e 17 foram aglutinados, constituindo um

novo Módulo 1.

A revisão 1 do Módulo 1 facilita a consulta pelos agentes aos Procedimentos de Rede, uma vez que fornece uma visão geral do ONS, do SIN e do modelo do setor elétrico, apresentando os Procedimentos de Rede e as macrofunções

finalísticas executadas pelo ONS, relacionando-as aos módulos dos Procedimentos de Rede e aos produtos gerados. Além disso, a revisão 1 do Módulo 1 apresenta a natureza das informações requeridas das entidades e agentes relacionados com a operação do SIN, ressaltando que o detalhamento dessas informações está contido nos módulos específicos.


Revisão anterior (0) Nova revisão (1)1.1 - Introdução Geral 1 .2 - Guia de Elaboração dos Procedimentos de Rede

1 . 1 - 0 ONS e os Procedimentos de Rede: visão geral1.2 - Macrofunções finalísticas do ONS1.3 - Natureza das informações disponibilizadas pelas entidades e pelos agentes relacionados com a operação do SIN

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Módulo 2 - Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de

indicadores de desempenho da rede básica e de seus componentes

Submódulo 2.2, revisão 3 - Verificação da conformidade das instalações da rede

básica aos requisitos mínimosFoi elaborado um novo submódulo cujo conteúdo apresenta os processos e produtos para o acompanhamento, pelo ONS, da conformidade das instalações de transmissão da rede básica com o instrumento técnico de outorga de concessão ou de autorização e com os requisitos técnicos estabelecidos nos

Submódulos 2.3, 2.4, 2.5 e 2.6.

Submódulo 2.5, revisão 3 - Requisitos mínimos para elos de corrente contínua O Submódulo 2.5, revisão 3, passou a ter o conteúdo do Submódulo 2.6, revisão 2 - Elos de Corrente Contínua, acrescido dos requisitos funcionais para a

proteção e supervisão de elos de corrente contínua.

Submódulo 2.6, revisão 3 - Requisitos tnínimos para os sistemas de proteção e de telecomunicaçõesEsse submódulo passou a ter o conteúdo do Submódulo 2.5, revisão 1 - Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão/Controle e de Telecomunicações, acrescido dos requisitos mínimos para registradores de perturbações. Os requisitos de telessupervisão passaram a constar no Submódulo 2.7, revisão 3.

Submódulo 2.7, revisão 3 - Requisitos de telessurpevisão para a operação O Submódulo 2.7, revisão 3 passou a ter conteúdo do Submódulo 10.19, revisão 2 - Requisitos de Telessupervisão para a Operação, ao qual foram adicionados

os requisitos de telessupervisão de centrais geradoras eólicas e de instalações compartilhadas.

Submódulo 2.8, revisão 3 - Gerenciamento dos indicadores de desempenho da rede básica e de seus componentesNo Submódulo 2.8, revisão 3, passaram a constar o gerenciamento dos indicadores estabelecidos nos Submódulos 2.2, revisão 2; 2.7, revisão 0; e 2.8, revisão 0. Os cálculos dos indicadores dos Submódulos 2.2, revisão 2; e 2.7;

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revisão 2 foram transferidos para os Submódulos 25.6, revisão 0 e 25.10, revisão

0, respectivamente

Revisão anterior (0,1, e 2) Nova revisão (3)2.1 - Padrões de Desempenho da Rede Básica e Requisitos Mínimos para suas instalações - Introdução (revisão 0)

2.2 - Padrões de Desempenho da Rede Básica (revisão 2)2.3 - Requisitos Mínimos para Subestações e Equipamentos Associados (revisão 1)2.4 - Requisitos Mínimos para Linhas de Transmissão (revisão 2)2.5 - Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações (revisão 1)2.6 - Elos de Corrente Contínua (revisão 2).2.7 - Indicadores de Desempenho para Acompanhamento da Manutenção (revisão

0)2.8 - Gerência dos Indicadores de Desempenho da Rede Básica (revisão 0)

2.1 - Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de indicadores de

desempenho da rede básica e de seus componentes: visão geral2.2 - Verificação da conformidade das instalações da rede básica aos requisitos mínimos2.3 - Requisitos mínimos para transformadores e para subestações e seus equipamentos2.4 - Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas2.5 - Requisitos mínimos para elos de

corrente contínua2.6 - Requisitos mínimos para os sistemas de proteção e de telecomunicações2.7 - Requisitos de telessupervisão para a operação (antigo SM 10.19)2.8 - Gerenciamento dos indicadores de desempenho da rede básica e de seus componentes (antigos SM 2.2, SM2.7 e SM

2.8)

* Módulo 05 - Consolidação da previsão de carga

A revisão 1 do Submódulo 5.3 - Consolidação da previsão de carga para estudos do planejamento da operação elétrica se baseia na revisão 0 do Submódulo 5.3 e na revisão 0 do Submódulo 5.4. Contém as atividades necessárias à consolidação da previsão de carga para as atividades tratadas na revisão 2 dos Submódulos 6.2, 6.3 e 6.4.

A revisão 1 do Submódulo 5.4 - Consolidação da previsão de carga para a programação da operação eletroenergética e da programação de intervenções em instalações da rede de operação se baseia em parte da revisão 0 do Submódulo

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6.5 e em parte da revisão 3 do Submódulo 8.1. Contém a descrição do processo de consolidação da previsão de carga para a programação diária da operação eletroenergética (Submódulo 8.1) e para a programação de intervenções em instalações da rede de operação (Submódulo 6.5). Substitui a revisão 0 do Submódulo 5.4 - Consolidação da Previsão de Carga para o Planejamento da Operação Elétrica de Curto Prazo, cujo conteúdo foi transferido para a revisão 1 do Submódulo 5.3.


Revisão anterior (0) Nova revisão (1)5.1- Consolidação da Previsão de Carga -

Introdução5.2 - Consolidação da Previsão de Carga

para Estudos de Ampliações e Reforços na Rede Básica

5.3 - Consolidação da Previsão de Carga para o Planejamento da Operação Elétrica de Médio Prazo5.4 - Consolidação da Previsão de Carga para o Planejamento da Operação Elétrica de Curto Prazo5.5 - Consolidação da Previsão de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética5.6 - Consolidação da Previsão de Carga para a Elaboração do Programa Mensal da Operação Energética

5.1 - Consolidação da previsão de carga:

visão geral5.2 - Consolidação da previsão de carga para estudos de ampliações e reforços5.3 - Consolidação da previsão de carga para estudos do planejamento da operação

elétrica5.4 - Consolidação da previsão de carga para a programação da operação eletroenergética e da programação de

intervenções em instalações da rede de operação5.5 - Consolidação da previsão de carga

para o planejamento anual da operação energética5.6 - Consolidação da previsão de carga para a elaboração do Programa Mensal da Operação Energética

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Módulo 06 - Planejamento e programação da operação elétrica


Revisão anterior (0 e 1) Nova revisão (1 e 2)6.1 - Planejamento da Operação Elétrica - Introdução (revisão 1)6.2 - Planejamento da Operação Elétrica a Médio Prazo - Anual (revisão 1)6.3 - Planejamento da Operação Elétrica a Curto Prazo - Quadrimestral (revisão 1)6.4 - Planejamento da Operação Elétrica a Curto Prazo - Mensal (revisão 1)6.5 - Programação de Intervenções em Instalações da Rede de Operação (revisão

0)6.6 - Diretrizes Eletroenergéticas Considerando a Rede Incompleta (revisão

0)

6.1 - Planejamento e programação da operação elétrica: visão geral (revisão 2)6.2 - Planejamento da operação elétrica de médio prazo (revisão 2)6.3 - Diretrizes para a operação elétrica com horizonte quadrimestral (revisão 2)6.4 - Diretrizes para a operação elétrica com horizonte mensal (revisão 2)6.5 - Programação de intervenções em instalações da rede de operação (revisão 1)6.6 - Diretrizes eletroenergéticas para rede básica incompleta (revisão 1)

■ Módulo 07 - Planejamento da operação energética

O Submódulo 7.2 - Planejamento anual da operação energética, revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 7.2 - Elaboração do Planejamento Anual da Operação Energética e parte do conteúdo da revisão 1 do

Submódulo 7.6 - Processamento de Informações Operacionais e de Custo de Usinas Termoelétricas.

O Submódulo 7.3 - Programação mensal da operação energética, revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 7.3 - Elaboração do Programa Mensal da Operação Energética - PMO e parte do conteúdo da revisão 2 do

Submódulo 7.2 - Elaboração do Planejamento Anual da Operação Energética.

O Submódulo 7.4 - Cálculo da energia e potência asseguradas de usinas despachadas centralizadamente, revisão 3 abrange o conteúdo da revisão 2 do Submódulo 7.8 Cálculo da energia e potência asseguradas de aproveitamentos hidroelétricos.

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O Submódulo 7.6 - Estudos para enchimento de reservatórios, revisão 3 foi criado nesta revisão.

O Submódulo 7.7 - Elaboração das Curvas de Aversão a Risco, revisão 3 abrange parte do conteúdo da revisão 2 do Submóduio 7.2 - Elaboração do

Planejamento Anual da Operação Energética.

Com relação à revisão anterior

O Submódulo 7.6 - Processamento de informações Operacionais e de Custo de Usinas Termoelétricas, revisão 1 foi suprimido.

O Submódulo 7.7 - Gestão do abastecimento de combustíveis para usinas

termoetétricas cobertas pela CCC, revisão 1 foi suprimido.


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Revisão anterior (1 e 2) Nova revisão (3)7.1 - Planejamento da Operação Energética - Introdução (revisão 2)7.2 - Elaboração do Planejamento Anual da Operação Energética (revisão 2)

7.3 - Elaboração do Programa Mensal da Operação Energética - PMO (revisão 2)7.4 - Elaboração da Avaliação Energética de Médio Prazo (revisão 1)

7.5 - Definição das Novas Usinas Despachadas de Forma Centralizada (revisão 2)7.6 - Processamento de Informações Operacionais e de Custo de Usinas Termoelétricas (revisão 1)

7.7 - Gestão do abastecimento de combustíveis para usinas termoelétricas cobertas pela CCC (revisão 1)7.8 - Cálculo da energia e potência

asseguradas de aproveitamentos hidroelétricos (revisão 2)

7.1 - Planejamento da operação energética: visão geral7.2 - Planejamento anual da operação energética7.3 - Programação mensal da operação energética7.4 - Cálculo da energia e potência asseguradas de usinas despachadas centralizadamente7.5 - Definição das novas usinas

despachadas centralizadamente7.6 - Estudos para enchimento de

reservatórios7.7 - Elaboração das Curvas de Aversão a

Risco7.8 - Avaliação energética de médio prazo

■ Módulo 08 - Programação diária da operação eletroenergética

Não houve alteração estrutural.

Revisão anterior (3) Nova revisão (4)8.1 - Elaboração da Programação Diária da Operação Eletroenergética

8.1 - Programação diária da operação eletroenergética

■ Módulo 15 - Administração de serviços e encargos de transmissãoNesta revisão ora enviada o Submóduio 15.8, revisão 1 - Apuração Mensal de Serviços e Encargos de Transmissão foi subdividido em três submódulos:

• Submódulo 15.8, revisão 2 - Apuração mensal de serviços e encargos de transmissão - rede básica;

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■ Submódulo 15.9, revisão 1 - Apuração mensal de serviços e encargos de transmissão - fronteira;

■ Submódu!o15.10, revisão 0 - Apuração mensal de encargos setoriais.

O Submódulo 15.9 - Coordenação do Faturamento e Liquidação de Serviços e

Encargos passou a ser o Submódulo 15.11.


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Revisão anterior Nova revisão15.1 - Administração de Serviços e Encargos de Transmissão - Introdução (revisão 0)15.2 - Sistemática de Cálculo de Tarifas e Encargos (revisão 0)15.3 - Administração do CPST (revisão 0)15.4 - Administração dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (revisão 0)15.5 - Administração dos Contratos de Conexão (revisão 0)

15.6 - Apuração das Indisponibilidades, Restrições Operativas Temporárias e Sobrecargas em Instalações da Rede Básica (revisão 3)15.7 - Apuração Mensal de Montantes de Uso e Ultrapassagem de Demanda (revisão

0)15.8 - Apuração Mensa! de Serviços e Encargos (revisão 1)15.9 - Coordenação do Faturamento e Liquidação de Serviços e Encargos (revisão

0)

.

15.1 - Administração de serviços e encargos de transmissão: visão geral (revisão 1)15.2 - Disponibilização de dados para cálculo de Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (revisão 1)15.3 - Administração dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (revisão 1)15.4 - Administração dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (revisão 1)15.5 - Administração dos Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão e de Compartilhamento de Instalações (revisão 1)15.6 - Apuração das indisponibilidades, restrições operativas temporárias, entradas em operação e sobrecargas em instalações da rede básica (revisão 4)15.7 - Apuração mensal de montantes de uso e da ultrapassagem de demanda do sistema de transmissão (revisão 1)15.8 - Apuração mensal dos serviços e

encargos de transmissão - rede básica (rervisão 2)15.9 - Apuração mensai dos serviços e encargos de transmissão - fronteira (revisão

1)15.10 - Apuração mensal dos serviços e encargos setoriais (revisão 0)15.11 -Coordenação do faturamento e liquidação de serviços e encargos (revisão

0)

■ Módulo 20 - Glossário de termos técnicos

Não houve alteração estrutural.

Revisão anterior (0) Nova revisão (1)20.1 Definições e Glossário 20.1 - Glossário de termos técnicos

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■ Módulo 23 - Critérios para estudos

Foi criado o Submódulo 23.6 - Critérios para identificação das instalações e componentes estratégicos do Sistema Interligado Nacional. Esse submódulo apresenta os critérios e a metodologia para a definição das instalações e componentes estratégicos, cujos desligamentos intempestivos ou indisponibilidades provoquem forte impacto no desempenho de uma área da rede

de operação.


Revisão anterior Nova revisão23.1 - Critérios para Estudos - Introdução (revisão 1)23.2 - Critérios para a Definição das Redes do Sistema Elétrico Interligado (revisão 1)23.3 - Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos (revisão 0)23.4 - Diretrizes e Critérios para Estudos Energéticos (revisão 1)23.5 - Critérios para Estudos de Hidrologia Operacional (revisão 0)

23.1 - Critérios para estudos - visão geral (revisão 2)23.2 - Critérios para definição das redes do Sistema Interligado Nacional (revisão 2)23.3 - Diretrizes e critérios para estudos

elétricos (revisão 1)23.4 - Diretrizes e critérios para estudos energéticos (revisão 2)23.5 - Critérios para estudos hidrológicos (revisão 1)23.6 - Critérios para definição das instalações e componentes estratégicos do Sistema Interligado Nacional (revisão 0)

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■ Módulo 24 - Processo de integração de instalações

Esse novo módulo descreve o processo de integração de instalações e

reservatórios à operação do SIN, estabelece as responsabilidades das partes envolvidas, e formaliza as relações do ONS com a ANEEL, a ANA, a CCEE e com os agentes que participam desse processo.

O quadro a seguir resume a estrutura deste módulo.

Revisão anterior (não aplicável) Revisão (0)24.1 - Processo de integração de instalações: visão geral24.2 - Integração de uma instalação de geração ao Sistema Interligado Nacional24.3 - Integração de uma instalação de transmissão à rede básica do Sistema

Interligado Nacional24.4 - Integração de uma instalação de

consumidor livre ou potencialmente livre à rede básica do Sistema Interligado Nacional.

24.5 - Integração de uma instalação de distribuição à rede básica do Sistema

Interligado Nacional24.6 - Integração de uma instalação de importação ou exportação de energia ao Sistema Interligado Nacional24.7 - Integração de um reservatório à operação do Sistema Interligado Nacional24.8 - Integração de uma instalação à rede de simulação do Sistema Interligado Nacional que provoca impactos na rede básica

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■ Módulo 25 - Apuração de dados, relatórios da operação do Sistema

Interligado Nacional e indicadores de desempenho

O Módulo 25 foi elaborado visando a.unificar os.processos de coleta de dados, de determinação de indicadores de desempenho e o tratamento estatístico, processos esses antes distribuídos em diversos submódulos dos Procedimentos

de Rede;Padrões de Desempenho da Rede Básica - Submódulo 2.2, revisão 2 Indicadores de Desempenho para Acompanhamento da Manutenção - Submódulo 2.7, revisão 0Gerência dos Indicadores de Desempenho da Rede Básica - Submódulo 2.8, revisão 0Consolidação da Carga - Módulo 5, revisão 0Programação de Intervenções em Instalações da Rede de Operação -

Submódulo 6.5, revisão 0Acompanhamento da Operação do Sistema - Submódulo 10.15, revisão 2 Acompanhamento da Execução dos Processos Operativos Operação do Sistema - Submódulo 10.16, revisão 2Estatística de Desempenho do Sistema - Submódulo 10.18, revisão 2 Estatística de Avaliação dos Processos Operativos - Submódulo 10.20, revisão 2 Estatísticas de Desempenho da Proteção - Submódulo 11.2, revisão 0 Análise dos Indicadores de Desempenho da Manutenção da Rede de Operação - Submódulo 16.4, revisão 0

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CTA ONS - 100/2005

Revisão anterior (não aplicável) Nova revisão (0)25.1 - Apuração de dados, relatórios da operação do sistema interligado nacional e indicadores de desempenho: visão geral25.2 - Apuração dos dados. 25.3 - Relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional.25.4 - Indicadores de segurança energética25.5 - Indicadores de segurança elétrica25.6 - Indicadores de qualidade de energia elétrica - freqüência e tensão25.7 - Indicadores da operação eletroenergética25.8 - Indicadores de desempenho de equipamentos e iinhas de transmissão e das funções de transmissão e geração25.9 - Indicadores de desempenho de sistemas de proteçãoSM 25.10 - Indicadores de desempenho das programações eletroenergética e de

manutençãoSM 25.11 » Indicadores de atendimento às recomendaçõesSM 25.12 - Indicadores de desempenho dos sistemas de supervisão e controle e dos serviços de telecomunicações

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TERMO DE ARQUIVAMENTO

Aos 13 dias do mês de agosto de 2010, na Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT, procedi ao encerramento do Processo n° 48500.006747/2000-11, visto que o assunto tratado foi finalizado. Solicito o arquivamento.

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Júlio César Rezende Ferraz Assessor SRT

Matricula: 1246209

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