Diário Oficial União – 17/12/2020

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Diário Oficial da União – Seção 1 nº241 – 17.12.2020

Ministério de Minas e Energia
GABINETE DO MINISTRO
PORTARIA Nº 438, DE 16 DE DEZEMBRO DE 2020
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe foram conferidas pelo art.
1º, inciso III, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, e pelo art. 16, inciso XVIII, do
Decreto nº 9.675, de 2 de janeiro de 2019, considerando o disposto nos arts. 2º, inciso I e 3º,
inciso I, do Decreto nº 5.597, de 28 de novembro de 2005, e considerando o constante dos
autos do processo nº 48340.002112/2020-22:
Art. 1º Reconhecer que a alternativa de acesso à Rede Básica do Sistema
Interligado Nacional – SIN, definida pelo estudo para a conexão compartilhada das unidades
consumidoras PAHLAVAN VENTURES ONE LTDA, PAHLAVAN VENTURES TWO LTDA e
PAHLAVAN VENTURES THREE LTDA, sociedades controladas pela CLOUD HQ, localizadas na
Avenida Comendador Doutor João Sylvio Zanetti s/n , Parque das Industrias, no município de
Paulínia – SP, inscritas nos CNPJ/MF sob o nº 39.647.393/0001-65, 39.595.075/0001-06,
39.646.580/0001-24, respectivamente, atende aos critérios de mínimo custo global de
interligação e reforço nas redes e está compatível com o planejamento da expansão do setor
elétrico para um horizonte mínimo de cinco anos.
Art. 2º Nos termos do art. 4º do Decreto nº 5.597, de 28 de novembro de 2005,
o referido acesso na Rede Básica compreende as seguintes instalações:
I – Construção da Linha de Transmissão 440 kV REPLAN – CLOUD HQ, Circuito
duplo, com 4 condutores 795 kcmil por fase, de aproximadamente 5 km de extensão,
conectando o Barramento de 440 kV da nova Subestação CLOUD HQ à Subestação REPLAN
440 kV, sob responsabilidade da ISA CTEEP – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica
Paulista, na Rede Básica; e;
II – Construção de duas Entradas de Linha em 440 kV na Subestação REPLAN 440
kV; e;
III – Construção de novo pátio de transformação, em 440/34,5 kV, da nova
Subestação CLOUD HQ e respectivas conexões; duas entradas de linha, em 440 kV; e
barramento, também em 440 kV, na Subestação CLOUD HQ, com arranjo em anel, desde que
projetada para permitir a eventual evolução futura do arranjo aos padrões da rede básica.
Parágrafo único. As instalações relacionadas neste artigo deverão observar os
Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, na sua última
revisão, aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e os padrões técnicos
da concessionária de transmissão acessada.
Art. 3º O acesso pretendido pelo consumidor livre deverá ser precedido de
Parecer de Acesso emitido pelo ONS e de Autorização expedida pela ANEEL, conforme
estabelece o Decreto nº 5.597, de 2005.
Art. 4º As instalações descritas no art. 2º, até a data de 31 de dezembro de 2028,
deverão:
I – entrar em Operação Comercial; e
II – atender efetivamente a demanda das Unidades Consumidoras.
Parágrafo único. Fica revogada esta Portaria caso não ocorram as condições e
prazo estabelecidos neste artigo.
Art. 5º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
PORTARIA Nº 451, DE 16 DE DEZEMBRO DE 2020
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe
confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o
disposto no art. 41, inciso IV, da Lei nº 13.844, de 18 de junho de 2019, no Decreto nº
9.675, de 2 de janeiro de 2019, no art. 4º, parágrafo único, do Decreto nº 10.139, de 28
de novembro de 2019, e o que consta no Processo nº 48360.000196/2019-98, resolve:
Art. 1º Aprovar o Relatório do Plano Nacional de Energia 2050 – PNE 2050.
Parágrafo único. O documento de que trata o caput encontra-se disponível na
página do Ministério de Minas e Energia na internet, no endereço eletrônico
www.mme.gov.br.
Art. 2º Esta Portaria entra em vigor e produz efeitos na data de sua
publicação.
BENTO ALBUQUERQUE
DESPACHO DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº 48406.860421/2015. Interessada: Planalto Transportadora Ltda. Assunto:
Recurso Hierárquico Impróprio interposto com fulcro no art. 19, § 1º, do Código de
Mineração, em face de Decisão do então Diretor-Geral do extinto Departamento Nacional
de Produção Mineral – DNPM, publicada no Diário Oficial da União de 18 de julho de 2018,
que denega Pedido de Reconsideração e mantém o indeferimento do Requerimento de
Prorrogação do Prazo do Alvará de Pesquisa apresentado pela Interessada. Despacho: Nos
termos do Parecer nº 349/2020/CONJUR-MME/CGU/AGU, aprovado pelos Despachos nº
1702/2020/CONJUR-MME/CGU/AGU e nº 1704/2020/CONJUR-MME/CGU/AGU, que adoto
como fundamento desta Decisão, conheço e nego provimento ao Recurso.
BENTO ALBUQUERQUE
Ministro
DESPACHO DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº 48411.815379/1997. Interessada: SBM – Sul Brasileira de Mineração Ltda.
Assunto: Recurso Administrativo com Pedido de Reconsideração interposto em face de
Despacho do então Ministro de Estado de Minas e Energia, Interino, de 14 de novembro
de 2017, publicado no Diário Oficial da União de 16 de novembro de 2017, que denega
Recurso Hierárquico e mantém o indeferimento do Requerimento de Concessão de Lavra
apresentado pela Interessada. Despacho: Nos termos do Parecer nº 357/2020/ CO N J U R –
MME/CGU/AGU, aprovado pelos Despachos nº 1656/2020/CONJUR-MME/CGU/AGU e nº
1660/2020/CONJUR-MME/CGU/AGU, que adoto como fundamento desta Decisão, não
conheço o Recurso.
BENTO ALBUQUERQUE
Ministro
SECRETARIA DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO
E N E R G É T I CO
DESPACHO Nº 17/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art. 1º,
inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto no art. 4º
do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de 13 de setembro de
2017, e o que consta do Processo nº 48340.003247/2020-13, resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa Mori Minas Newco I Energia Solar S.A.,
inscrita no CNPJ sob o nº 34.181.977/0001-74, para aprovação como Prioritários dos projetos
de instalação das Usinas Fotovoltaicas denominadas Bocaiuva 1, Corinto 1, Manga 1, Mirabela
1, Paracatu 1 e Pirapora 1, nos termos da Nota Técnica nº 458/2020/DOC/SPE que adoto como
fundamentos desta Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 241, quinta-feira, 17 de dezembro de 2020
DESPACHO Nº 18/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003249/2020-02,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa Mori Minas Newco III Energia Solar S.A.,
inscrita no CNPJ sob o nº 34.183.614/0001-78, para aprovação como Prioritários dos
projetos de instalação das Usinas Fotovoltaicas denominadas Bocaiuva 2, Brasilândia 1,
Corinto 2, Paracatu 2, Paracatu 3 e Pirapora 2, nos termos da Nota Técnica nº
462/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 19/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003251/2020-73,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Bonfinópolis II Geração de Energia
Elétrica Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 34.445.004/0001-03, para aprovação
como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Bonfinópolis,
nos termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 20/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003252/2020-18,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Brasilândia Geração de Energia
Elétrica Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 35.654.760/0001-05, para aprovação
como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Brasilândia 2,
nos termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 21/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003253/2020-62,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Carmo do Paranaíba Geração de
Energia Elétrica Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 36.409.073/0001-89, para
aprovação como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada
Carmo do Paranaíba, nos termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como
fundamentos desta Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 22/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003254/2020-15,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Francisco Sá Geração de Energia
Elétrica Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 34.461.745/0001-70, para aprovação
como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Francisco Sá,
nos termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 23/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003257/2020-41,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Januária I Geração de Energia
Elétrica Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 34.458.863/0001-29, para aprovação
como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Januária I, nos
termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 24/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO
DO MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi
delegada pelo art. 1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de
2016, tendo em vista o disposto no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de
outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de 13 de setembro de 2017, e o
que consta do Processo nº 48340.003261/2020-17, resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Porteirinha II Geração de
Energia Elétrica Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 34.444.137/0001-57,
para aprovação como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica
denominada Porteirinha II, nos termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE
que adoto como fundamentos desta Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 25/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003259/2020-30,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Januária II Geração de Energia
Elétrica Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 34.461.701/0001-40, para aprovação
como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Januária II,
nos termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 26/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003263/2020-06,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Paracatu Geração de Energia Elétrica
Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 33.877.063/0001-80, para aprovação como
Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Paracatu, nos
termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 27/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003265/2020-97,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Mato Verde Geração de Energia
Elétrica Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 34.445.950/0001-41, para aprovação
como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Mato Verde,
nos termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 28/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003266/2020-31,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Mirabela Geração de Energia Elétrica
Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 33.877.138/0001-22, para aprovação como
Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Mirabela, nos
termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 29/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003268/2020-21,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Nanuque Geração de Energia Elétrica
Distribuída Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 35.700.257/0001-30, para aprovação como
Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Nanuque, nos
termos da Nota Técnica nº 469/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 30/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003258/2020-95,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Lagoa Grande Geração de Energia
Elétrica Distribuída S.A., inscrita no CNPJ sob o nº 32.014.225/0001-93, para aprovação
como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Lagoa Grande,
nos termos da Nota Técnica nº 466/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 31/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003262/2020-53,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Lontra Geração de Energia Elétrica
Distribuída S.A., inscrita no CNPJ sob o nº 32.760.953/0001-44, para aprovação como
Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Lontra, nos termos
da Nota Técnica nº 466/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 32/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
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140
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 241, quinta-feira, 17 de dezembro de 2020
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003264/2020-42,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Manga Geração de Energia Elétrica
Distribuída S.A., inscrita no CNPJ sob o nº 31.549.360/0001-70, para aprovação como
Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Manga, nos termos
da Nota Técnica nº 466/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 33/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003260/2020-64,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa UFV Porteirinha Geração de Energia
Elétrica Distribuída S.A., inscrita no CNPJ sob o nº 33.877.251/0001-08, para aprovação
como Prioritário do projeto de instalação da Usina Fotovoltaica denominada Porteirinha,
nos termos da Nota Técnica nº 466/2020/DOC/SPE que adoto como fundamentos desta
Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
DESPACHO Nº 34/2020/SPE
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, na Portaria MME nº 364, de
13 de setembro de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.003248/2020-50,
resolve:
Indeferir o Requerimento da empresa Mori Minas Newco II Energia Solar S.A.,
inscrita no CNPJ sob o nº 34.182.074/0001-08, para aprovação como Prioritários dos
projetos de instalação das Usinas Fotovoltaicas denominadas Bocaiuva 3 e 4, Janaúba 1,
Paracatu 6 e Pirapora 3, nos termos da Nota Técnica nº 459/2020/DOC/SPE que adoto
como fundamentos desta Decisão.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.538, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.003808/2012-86. Interessado: Salgado Geradora de Energia Renovável
S.A. Objeto: Transfere para a empresa Salgado Geradora de Energia Renovável S.A. a
autorização da PCH Salgado, cadastrado sob o CEG nº PCH.PH.GO.035110-5.01, localizada
no município de Luziânia, no estado de Goiás.
A íntegra desta Resolução consta dos autos e encontra-se disponível no
endereço eletrônico www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.549, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo n° 48500.005463/1999-85. Interessado: Mafrás Energia Ltda. Objeto: Revogar a
Resolução nº 43, de 9 de fevereiro de 2000, que autorizou o Interessado a explorar a PCH
Mafrás, CEG PCH.PH.SC.027711-8.01, localizada no município de Ibirama, estado de Santa
Catarina.
A íntegra desta Resolução consta nos autos e está disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.551, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.005973/2020-82. Interessada: Enel Distribuição Rio Objeto: Declarar de
Utilidade Pública, em favor da Interessada, para desapropriação, e instituição de servidão
administrativa, as áreas necessárias à implantação da Subestação 138 kV Entroncamento
Lagos e seu acesso, localizados no município de Rio das Ostras, estado do Rio de
Janeiro.
A íntegra desta Resolução e seu Anexo consta dos autos e estará disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.555, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.006097/2020-10. Interessada: Companhia de Eletricidade do Estado da
Bahia – COELBA. Objeto: Declaração de utilidade pública, para desapropriação, em favor da
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, a área de terra necessária à
implantação da Subestação 138/34,5 kV Cocos II, localizada no município de Cocos, estado
da Bahia. A íntegra deste Despacho e seu Anexo consta dos autos e estará disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.557, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –
ANEEL, com base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.003532/2020-46. Interessada: Jandaíra I Energias Renováveis
S.A. Objeto: declara de utilidade pública, para instituição de servidão
administrativa, em favor da Jandaíra I Energias Renováveis S.A., as áreas de
terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão 230 kV SE EOL Jandaíra
– SE João Câmara III, localizada no estado do Rio Grande do Norte. A íntegra
deste Despacho e seu Anexo consta dos autos e estará disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.558, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.005183/2020-05. Interessada: Goyaz Transmissão de Energia S.A. Objeto:
declara de utilidade pública, para instituição de servidão administrativa, em favor da Goyaz
Transmissão de Energia S.A., a área de terra necessária à passagem da Linha de
Transmissão 230 kV Edéia – Cachoeira Dourada, localizada no estado de Goiás. A íntegra
deste Despacho e seu Anexo consta dos autos e estará disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 905, DE 8 DE DEZEMBRO DE 2020
Aprova as Regras dos Serviços de Transmissão de
Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional e dá
outras providências.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em
vista o disposto na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, na Lei nº 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, na Lei Complementar nº 95, de 26 de fevereiro de 1998, na Lei nº
13.726, de 8 de outubro de 2018, no Decreto nº 10.139 de 28 de novembro de 2019, no
que consta do Processo nº 48500.000890/2019-63, resolve:
Art. 1º Estabelecer, na forma desta Resolução, as Regras dos Serviços de
Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – Regras de Transmissão,
formada a partir da Consolidação da Regulamentação dos Serviços de Transmissão.
Art. 2º Para os fins e efeitos desta resolução ficam estabelecidos os seguintes
módulos das Regras de Transmissão, conforme Anexos:
I – Módulo 1 – Glossário;
II -Módulo 2 – Classificação das Instalações;
III – Módulo 3 – Instalações e Equipamentos;
IV -Módulo 4 – Prestação dos Serviços;
V -Módulo 5 – Acesso ao Sistema; e
VI -Módulo 6 – Coordenação e Controle da Operação.
DO MÓDULO DE GLOSSÁRIO
Art. 3º Para os efeitos desta resolução e das Regras de Transmissão, são
adotadas as terminologias e os conceitos definidos no Módulo 1 – Glossário.
DO MÓDULO DE CLASSIFICAÇÃO DAS INSTALAÇÕES
Art. 4º Os critérios para classificação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN são estabelecidos no Módulo 2 – Classificação das
Instalações.
DO MÓDULO DE INSTALAÇÕES E EQUIPAMENTOS DE TRANSMISSÃO
Art. 5º As TRANSMISSORAS, o OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO –
ONS e os ACESSANTES, deverão atender os critérios e diretrizes estabelecidos no Módulo
3 – Instalações e Equipamentos, no que diz respeito:
I. Aos procedimentos para a outorga por meio de processos licitatórios e de
autorização de novos equipamentos e INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO a serem integrados
ao SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN, sob responsabilidade de TRANSMISSORAS, e;
II. Aos critérios para a integração ao SIN e entrada em operação comercial de
FUNÇÕES TRANSMISSÃO – FT sob responsabilidade de TRANSMISSORA.
DO MÓDULO DE PRESTAÇÃO DOS SERVIÇOS
Art. 6º As TRANSMISSORAS, o OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO –
ONS e os ACESSANTES, deverão atender as Regras de Transmissão no que diz respeito à
prestação de serviço, de acordo com os comandos estabelecidos no Módulo 4 – Prestação
dos Serviços.
DO MÓDULO DE ACESSO AO SISTEMA
Art. 7º As condições gerais para contratação do acesso, compreendendo o uso
e a conexão, aos sistemas de transmissão de energia elétrica são estabelecidas no Módulo
5 – Acesso ao Sistema.
DO MÓDULO DE COORDENAÇÃO E CONTROLE DA OPERAÇÃO
Art. 8º As diretrizes e os procedimentos para a coordenação e o controle da
operação das instalações de transmissão executados pelo Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS, bem como da gestão documental dos Procedimentos de Rede, dos
mecanismos de administração dos contratos e de contabilização financeira, além da
definição de indicadores e dados requeridos são estabelecidos no Módulo 6 – Coordenação
e Controle da Operação.
DA CONSOLIDAÇÃO DAS REGRAS DE TRANSMISSÃO
Art. 9º Fica aprovado o Módulo 1 das Regras de Transmissão, na forma do
Anexo I.
Art. 10 Fica aprovado o Módulo 3 das Regras de Transmissão, na forma do
Anexo II.
Art. 11. Ficam revogadas:
I – a Resolução Normativa ANEEL nº 443, de 26 de julho de 2011;
II – a Resolução Normativa ANEEL nº 841, de 18 de dezembro de 2018.
Art. 12. Esta Resolução entra em vigor no dia 1º de janeiro de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 241, quinta-feira, 17 de dezembro de 2020
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Regras dos Serviços de Transmissão de
Energia Elétrica
Módulo 1 – Glossário
. Revisão Motivo da Revisão Instrumento de aprovação pela
ANEEL
Período de vigência
. 0 Primeira versão aprovada
(após realização da CP 063/2020)
Resolução Normativa nº 905/2020 A partir de 01/01/2021
MÓDULO 1 – GLOSSÁRIO
SEÇÃO 1.0 – INTRODUÇÃO 3
1 OBJETIVO 3
2 ABRANGÊNCIA 3
3 CONTEÚDO 3
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 3
5 REFERÊNCIAS 3
6 ANEXOS 3
SEÇÃO 1.1 – GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS DAS REGRAS DE TRANSMISSÃO 4
1 OBJETIVO 4
2 ASPECTOS GERAIS 4
3 GLOSSÁRIO 4
4 REFERÊNCIAS 11
5 ANEXOS 12
SEÇÃO 1.0 – INTRODUÇÃO
1 OBJETIVO
1 Apresentar glossário com as definições de termos empregados na regulamentação do setor de transmissão de energia elétrica.
2 ABRANGÊNCIA
2 1 Os termos e as respectivas definições colocadas neste módulo se aplicam a todos os documentos que compõem as Regras de Transmissão.
3 CONTEÚDO
3 1 O módulo é composto de duas seções:
a) Seção 1.0 – INTRODUÇÃO;
b) Seção 1.1 – GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS DAS REGRAS DE TRANSMISSÃO;
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO
4 1 A presente versão é a original.
5 REFERÊNCIAS
5 1 Não há referências nesta seção.
6 ANEXOS
6 1 Não há anexos nesta seção.
SEÇÃO 1.1 – GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS DAS REGRAS DE TRANSMISSÃO
7 OBJETIVO
7 1 Estabelecer as definições de siglas, termos e expressões utilizados nas Regras de Transmissão.
8 ASPECTOS GERAIS
8 1 O Glossário de Termos Técnicos das Regras de Transmissão é um documento para consulta dos usuários das Regras de Transmissão. Ele apresenta a lista de siglas, termos
e expressões que são utilizados nos módulos das Regras de Transmissão, com as suas respectivas definições, de maneira a uniformizar os entendimentos e dirimir dúvidas e
ambiguidades.
9 GLOSSÁRIO
9 1 A Tabela a seguir apresenta os termos, siglas, expressões e suas respectivas definições, bem como os módulos em que se encontram nas Regras de Transmissão.
Tabela 1 – Glossário das Regras de Transmissão
Termo Sigla Definição Módulos
AC ES S A N T E —- DISTRIBUIDORA, GERADOR, autorizada de importação e/ou exportação de energia
elétrica, bem como o CONSUMIDOR LIVRE.
3
A M P L I AÇ ÃO —-
Implantação de novas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, incluindo LINHAS DE
TRANSMISSÃO e SUBESTAÇÕES, determinadas pelo PODER CONCEDENTE, resultantes de
uma nova concessão de transmissão.
3
CAPACIDADE OPERATIVA —-
Capacidade de transmissão de energia elétrica de uma FT em condições de operação
normal e de emergência. 3
CONSUMIDOR LIVRE —-
CONSUMIDOR atendido em qualquer tensão, que tenha exercido a opção de compra de
energia elétrica, conforme as condições estabelecidas na legislação. 3
CONTRATO DE COMPARTILHAMENTO DE INSTALAÇÕES DE
T R A N S M I S S ÃO
CCI Contrato que estabelece os procedimentos técnico-operacionais e responsabilidades
comerciais e civis para regular o compartilhamento de instalações entre
TRANSMISSORAS.
3
CONTRATO DE CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE
T R A N S M I S S ÃO
CC T Contrato celebrado entre o ACESSANTE e a TRANSMISSORA estabelecendo as
responsabilidades pela implantação, operação e manutenção das instalações de conexão
e os respectivos encargos, bem como as condições comerciais, nos pontos de
conexão.
3
CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO CUST Contrato celebrado entre o ACESSANTE e o ONS, estabelecendo as condições técnicas e
as obrigações relativas ao uso das instalações de transmissão, integrantes da REDE
BÁSICA incluindo a prestação de serviços de transmissão, sob supervisão do ONS, assim
como a de serviços de coordenação e controle da operação do Sistema Interligado
Nacional – SIN, pelo ONS.
3
CONTRATO E PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO CPST Contrato que regula as condições da prestação dos serviços de transmissão da
TRANSMISSORA aos ACESSANTES e de administração e coordenação, por parte do
ONS.
3
DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DIT INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO destinadas ao uso exclusivo ou compartilhado de
ACESSANTES, não classificadas como Rede Básica, e definidas segundo critérios
estabelecidos no art. 4º da REN nº 67, de 2004.
3
DISTRIBUIDORA —- Concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica,
e empresa designada para prestação do serviço público de distribuição de energia
elétrica, nos termos da legislação.
3
EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA EPE Instituída nos termos da Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004, que tem por finalidade
prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o Planejamento
do Setor Energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados,
carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
3
FUNÇÃO TRANSMISSÃO FT Conjunto de instalações funcionalmente dependentes, considerado de forma solidária
para fins de apuração da prestação de serviços de transmissão, compreendendo o
equipamento principal e os complementares, conforme disposto no Anexo da REN nº
191, de 2005.
3
GERADOR —- Titular de outorga ou registro de geração de energia elétrica nos termos da legislação. 3
GRUPO DE FT —- Conjunto de FUNÇÕES TRANSMISSÃO – FT definido no contrato de concessão ou ato
autorizativo, cuja entrada em operação comercial deve ocorrer na mesma data.
3
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO —- Instalações para prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica,
abrangidas pelas Resoluções n° 166 e 167, de 2000, acrescidas das INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO autorizadas por resolução específica da ANEEL, aquelas integrantes de
concessões de serviço público de transmissão outorgadas desde 31 de maio de 2000 e,
ainda, as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO que tenham sido cedidas, doadas ou
transferidas a TRANSMISSORA.
3
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que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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IMPORTADOR E/OU EXPORTADOR DE ENERGIA —- Titular de autorização federal para importar/exportar energia elétrica, nos termos da
legislação.
3
MANUAL DE CONTROLE PATRIMONIAL DO SETOR
E L É T R I CO
MCPSE
Manual elaborado pela ANEEL com objetivo de padronizar os procedimentos de controle
patrimonial adotados no setor elétrico. 3
MELHORIA —- É a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO existentes, ou a adequação destas instalações, visando manter a
prestação de serviço adequado de transmissão de energia elétrica, conforme disposto
na Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
3
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME Órgão do Poder Executivo responsável pelos assuntos de geologia, recursos minerais e
energéticos, regime hidrológico e fonte de energia hidráulica, mineração e metalurgia,
indústria do petróleo e de energia elétrica, inclusive nuclear.
3
OPERAÇÃO COMERCIAL COM PENDÊNCIAS —-
Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN sem PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS
e com PENDÊNCIAS NÃO IMPEDITIVAS PRÓPRIAS. 3
OPERAÇÃO COMERCIAL DEFINITIVA —- Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN sem pendências. 3
OPERAÇÃO EM TESTE —- Período no qual uma FT ou Grupo de FT é energizado para que o ONS e a
TRANSMISSORA verifiquem o seu comportamento para operação integrada ao SIN;
3
OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO ONS Agente, instituído pela Lei nº 9.648, de 1998, com redação dada pela Lei nº 10.848, de
2004, responsável pela coordenação e controle da operação de geração e da
transmissão de energia elétrica do SIN.
3
PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PAR Documento elaborado anualmente pelo ONS, com a participação dos agentes
associados, que apresenta as ampliações, as melhorias e os reforços nas INST A L AÇÕ ES
DE TRANSMISSÃO do SIN, necessários para preservar ou atingir o adequado
desempenho da rede, garantir o funcionamento pleno do mercado de energia elétrica e
possibilitar o livre acesso aos agentes, no seu horizonte de análise.
3
PLANO DE MODERNIZAÇÃO DE INSTALAÇÕES PMI Documento elaborado pelo ONS que relaciona intervenções classificadas como
melhorias a serem implementadas em instalações sob responsabilidade de
TRANSMISSORAS, e intervenções classificadas como melhorias ou reforços a serem
implementadas em instalações sob responsabilidade de DISTRIBUIDORA ou GERADOR.
3
PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO PCS
Restrições sistêmicas identificadas pelo ONS que impossibilitam a operação integrada ao
SIN de uma FT ou GRUPO DE FT. 3
PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS DE TERCEIROS PIT Pendências de TRANSMISSORAS, DISTRIBUIDORAS, GERADORES, consumidores ou
importadores/exportadores apontados como terceiros que impossibilitam a operação
integrada de uma FT ou GRUPO DE FT ao SIN.
3
PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS PIP Pendências próprias que impossibilitam a operação integrada de uma FT ou GRUPO DE
FT ao SIN.
3
PENDÊNCIAS NÃO IMPEDITIVAS PRÓPRIAS PNP Pendências próprias que não impossibilitam a operação integrada de uma FT ou GRUPO
DE FT ao SIN, mas impossibilitam a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL DEFINITIVA.
3
PROCEDIMENTOS DE REDE —- Documentos de caráter normativo que estabelecem os requisitos técnicos necessários
para a operação, das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, bem como as atividades de
supervisão, coordenação e controle do SIN.
3
REDE BÁSICA RB INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do Sistema Interligado Nacional – SIN, sob concessão
das TRANSMISSORAS, definida segundo critérios estabelecidos no art. 3º da REN nº 67,
de 2004.
3
RECEITA ANUAL PERMITIDA RAP Receita anual a que a concessionária tem direito pela prestação do serviço público de
transmissão, aos usuários, a partir da entrada em operação comercial das INS T A L AÇÕ ES
DE TRANSMISSÃO.
3
R E FO R ÇO —- Conforme definido na Seção 3.1 do Módulo 3, é a instalação, substituição ou reforma de
equipamentos em instalações de transmissão existentes, ou a adequação destas
instalações, para aumento de capacidade de transmissão, de confiabilidade do SIN, de
vida útil ou para conexão de ACESSANTE.
3
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL SIN Conjunto de instalações e de equipamentos que possibilitam o suprimento de energia
elétrica nas regiões do país interligadas eletricamente, conforme regulamentação
aplicável.
3
TERMO DE LIBERAÇÃO TL Documento emitido pelo ONS que autorização a entrada em operação em teste, em
operação comercial ou o recebimento de receita para FUNÇÕES TRANSMISSÃO – FT
IMPLANTADAS PELAS TRANSMISSORAS.
3
TERMO DE LIBERAÇÃO DEFINITIVO TLD Documento que autoriza, a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL
DEFINITIVA das FT ou GRUPO DE FT discriminados.
3
TERMO DE LIBERAÇÃO COM PENDÊNCIAS TLP Documento que autoriza, a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL COM
PENDÊNCIAS das FT ou GRUPO DE FT discriminados.
3
TERMO DE LIBERAÇÃO DE RECEITA TLR Documento que, a partir da data especificada, dá o direito ao recebimento de
parcela de RECEITA ANUAL PERMITIDA – RAP das FT ou GRUPO DE FT discriminados,
quando houver PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS DE TERCEIROS ou PENDÊNCIAS
IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO e não houver PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS
PRÓPRIAS.
3
TERMO DE LIBERAÇÃO PARA TESTE T LT Documento que autoriza a TRANSMISSORA a executar a OPERAÇÃO EM TESTE das FT
ou GRUPO DE FT discriminados;
3
TRANSMISSORA —- Concessionária de serviço público de transmissão ou equiparada a concessionária de
serviço público de transmissão conforme §7º do art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de
julho de 1995.
3
10 REFERÊNCIAS
Lei nº 8.422, de 13 de maio de 1992.
Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.
Decreto n° 1.717, de 24 de novembro de 1995.
Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152020121700143
143
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 241, quinta-feira, 17 de dezembro de 2020
Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998.
Decreto n° 2.655, de 2 de julho de 1998.
Processo SIC n° 48500.003812/2000-67.
Decreto n° 4.932, de dezembro de 2003, com redação dada pelo Decreto n° 4.970, de 30 de janeiro de 2004.
Processo SIC nº 48500.001222/2004-04.
Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004.
Audiência Pública nº 017/2011, realizada no período de 31 de março de 2011 até 03 de maio de 2011.
Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012.
Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
Processo SIC nº 48500.002258/2017-92.
11 ANEXOS
11 1 Não há anexos nesta seção.
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Regras dos Serviços de Transmissão de
Energia Elétrica
Módulo 3 – Instalações e Equipamentos
. Revisão Motivo da Revisão Instrumento de aprovação
pela
ANEEL
Período de vigência
. 0 Primeira versão aprovada
(após realização da AP
063/2020)
Resolução Normativa nº
905/2020
A partir de
01/01/2021
MÓDULO 3 – INSTALAÇÕES E EQUIPAMENTOS DE TRANSMISSÃO
SEÇÃO 3.0 – INTRODUÇÃ0 3
1. OBJETIVO 3
2. ABRANGÊNCIA 3
3. CONTEÚDO 3
4. DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 4
5. REFERÊNCIAS 4
6. ANEXOS 4
SEÇÃO 3.1 – NOVOS EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO 5
1. OBJETIVO 5
2. ASPECTOS GERAIS 5
3. RESPONSABILIDADES ACERCA DO PAR E DO PMI 6
4. CLASSIFICAÇÃO E REMUNERAÇÃO DE REFORÇOS 7
5. CLASSIFICAÇÃO E REMUNERAÇÃO DE MELHORIAS 8
6. NOVAS INSTALAÇÕES PARA CONEXÃO DE ACESSANTES 9
7. CONEXÃO DE TRANSMISSORA 12
8. REFERÊNCIAS 13
9. ANEXOS 14
SEÇÃO 3.2 – CRITÉRIOS DE ENTRADA EM OPERAÇÃO 15
1. OBJETIVO 15
2. ASPECTOS GERAIS 15
3. LIBERAÇÃO PARA OPERAÇÃO EM TESTE 16
4. LIBERAÇÃO PARA OPERAÇÃO COM PENDÊNCIAS 17
5. LIBERAÇÃO DE RECEITA 17
6. LIBERAÇÃO DEFINITIVA 19
7. DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS 19
8. REFERÊNCIAS 19
9. ANEXOS 19
SEÇÃO 3.0 – INTRODUÇÃ0
1. OBJETIVO
1. Estabelecer diretrizes e procedimentos relacionados a ampliações, reforços e
melhorias no SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN com o objetivo manter a prestação
do serviço adequado de transmissão de energia elétrica; de aumentar o serviço prestado
e de permitir a conexão a INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO.
1. 2. Estabelecer critérios para a integração ao SIN e entrada em operação
comercial de FUNÇÕES TRANSMISSÃO – FT sob responsabilidade de TRANSMISSORA.
1. 3. Estabelecer as diretrizes e procedimentos para recebimento de
equipamentos e instalações relacionados à conexão de ACESSANTES às INSTALAÇÕES DE
T R A N S M I S S ÃO.
2. ABRANGÊNCIA
2. 1. Este módulo abrange a indicação, outorga, autorização e entrada em
operação comercial relativa à implantação de novos equipamentos e INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO na REDE BÁSICA e nas DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO – DIT do
SIN.
2. 2. Essa regulamentação abrange diretrizes e procedimentos para a indicação
de novos equipamentos e instalações no âmbito do planejamento setorial e para a outorga
e autorização, integração e entrada em operação comercial desses novos ativos.
2. 3. A integração e entrada em operação comercial de FT sob responsabilidade
de TRANSMISSORA ocorre mediante a emissão de TERMOS DE LIBERAÇÃO – TL pelo
OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS em atenção à regulamentação
estabelecida neste módulo.
2. 4. Os dispositivos deste módulo deverão ser observados por todos os
prestadores de serviço público de transmissão do sistema elétrico brasileiro e por seus
AC ES S A N T ES .
3. CONTEÚDO
3. 1. O módulo é composto de três seções:
a) Seção 3.0 – INTRODUÇAO;
b) Seção 3.1 – NOVOS EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO;
c) Seção 3.2 – CRITÉRIOS DE ENTRADA EM OPERAÇÃO.
4. DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO
4. 1. A presente versão é a original.
5. REFERÊNCIAS
Art. 6°, da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
Art. 9° e art. 12 do Decreto n° 1.717, de 24 de novembro de 1995.
Art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
§1° do artigo 6° do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998.
Decreto n° 2.655, de 2 de julho de 1998.
Portaria MME n° 215, de 11 de maio de 2020.
Processo SIC nº 48500.000890/2019-63
6. ANEXOS
6. 1. Não há anexos nesta seção.
SEÇÃO 3.1 – NOVOS EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
7. OBJETIVO
7. 1. Estabelecer a distinção entre MELHORIAS e REFORÇOS em INSTALAÇÕES
DE TRANSMISSÃO sob responsabilidade de TRANSMISSORA.
7. 2. Estabelecer as diretrizes e procedimentos para a outorga, autorização e
implementação de equipamentos e instalações relacionados à conexão de ACESSANTE às
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO sob responsabilidade de TRANSMISSORA.
8. ASPECTOS GERAIS
8. 1. As TRANSMISSORAS devem implementar as MELHORIAS e os REFORÇOS
respeitando os procedimentos e as diretrizes estabelecidos neste módulo.
8. 2. Os novos equipamentos e instalações a serem integrados à REDE BÁSICA
deverão atender os seguintes critérios:
a) estar recomendados por estudos de planejamento;
b) ser projetados em observância aos PROCEDIMENTOS DE REDE; e
c) ser respaldados pelos respectivos estudos técnicos e econômicos da
EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA – EPE e do ONS, visando subsidiar o correspondente
processo de licitação de concessão ou de autorização.
8. 3. MELHORIA é a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO existentes, ou a adequação destas instalações, visando
manter a prestação de serviço adequado de transmissão de energia elétrica, conforme
disposto na Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
8. 1. REFORÇO é a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO existentes, ou a adequação destas instalações, para
aumento de capacidade de transmissão, de confiabilidade do SIN, de vida útil ou para
conexão de ACESSANTE.
8. 2. As CAPACIDADES OPERATIVAS das FT definidas conforme regulamentação
vigente e estabelecidas nos CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO –
CPST e nos CONTRATOS DE CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO – CCT poderão
ser utilizadas no planejamento da expansão dos sistemas de transmissão, visando a
utilização racional dos sistemas existentes e a minimização do custo de AMPLIAÇÕES e
REFORÇOS das redes.
9. RESPONSABILIDADES ACERCA DO PAR E DO PMI
9. 1. O ONS deve encaminhar anualmente o PLANO DE AMPLIAÇÃO E
REFORÇOS – PAR ao MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA – MME e o PLANO DE
MODERNIZAÇÃO DE INSTALAÇÕES – PMI à ANEEL.
9. 2. O horizonte do PAR deveráser de cinco anos, compreendendo o período
entre o primeiro e o quinto ano subsequentes ao ano de sua elaboração.
9. 2. 1. O ONS deverá incluir no PAR a indicação de:
a) as AMPLIAÇÕES e REFORÇOS em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO;
b) as MELHORIAS em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO referentes a substituição
de transformador, equipamento de compensação de potência reativa ou linha de
transmissão.
c) as novas linhas de transmissão e subestações de âmbito próprio de
DISTRIBUIDORA, cuja implementação seja necessária para minimizar os custos de expansão
e de operação do SIN e promover a utilização racional dos sistemas existentes.
9. 3. As DISTRIBUIDORAS devem participar da elaboração do PAR, cabendo-lhe
implementar e fazer cumprir, na respectiva área de atuação, as recomendações técnicas e
administrativas emanadas do planejamento setorial.
9. 4. As DISTRIBUIDORAS devem implantar as novas linhas de transmissão e
subestações de âmbito próprio, cuja implementação seja necessária para minimizar os
custos de expansão e de operação do SIN e promover a utilização racional dos sistemas
existentes, que lhe forem indicadas no PAR.
9. 5. O horizonte do PMI deveráser de três anos, compreendendo o período
entre o primeiro e o terceiro ano subsequentes ao ano de sua elaboração.
9. 5. 1. O PMI deverá relacionar:
a) as intervenções classificadas como MELHORIAS em instalações sob
responsabilidade de TRANSMISSORA, exceto aquelas que devem constar no PAR;
b) as intervenções que devem ser implementadas pelas DISTRIBUIDORAS em
instalações sob sua responsabilidade; e
c) as intervenções que devem ser implementadas por GERADOR em instalações
sob sua responsabilidade.
9. 6. O PMI incorporará, para fins de fiscalização da ANEEL, as justificativas de
cada intervenção, os benefícios decorrentes de sua implementação, as datas de
necessidade, conforme priorização do ONS, e os prazos de execução.
8. 3. As TRANSMISSORAS devem encaminhar à ANEEL, ao ONS, à EPE e ao
MME, até 1º de fevereiro de cada ano, relação dos equipamentos com vida útil
remanescente de até quatro anos, incluindo aqueles com vida útil esgotada, considerandose a vida útil calculada a partir das taxas de depreciação estabelecidas no MANUAL DE
CONTROLE PATRIMONIAL DO SETOR ELÉTRICO – MCPSE, e dos equipamentos que não têm
mais possibilidade de continuar em operação, sendo que nessa deverão ser
identificados:
a) Os equipamentos que necessitam ser substituídos, os respectivos prazos e as
justificativas para a substituição;
b) Os equipamentos aptos a permanecerem em operação por tempo adicional
à vida útil, calculada utilizando-se as taxas de depreciação estabelecidas no MCPSE,
indicando para cada equipamento as justificativas, as ações propostas, o investimento
estimado e o aumento esperado da vida útil.
10. CLASSIFICAÇÃO E REMUNERAÇÃO DE REFORÇOS
8. 4. Dentre os REFORÇOS se inclui:
a) instalação de transformador com os respectivos módulos de conexão;
b) instalação de equipamento de compensação de potência reativa com o
respectivo módulo de conexão;
c) recapacitação ou repotenciação de equipamentos existentes para aumento
de CAPACIDADE OPERATIVA;
d) instalação de equipamentos para adequação ou complementação de módulo
de conexão, entrada de linha ou módulo geral, em função de alteração de configuração da
rede elétrica;
e) substituição de equipamentos por superação de CAPACIDADE OPERATIVA;
f) instalação de Sistemas Especiais de Proteção – SEP, abrangendo Esquemas de
Controle de Emergência – ECE, Esquemas de Controle de Segurança – ECS e proteções de
caráter sistêmico;
g) instalação ou substituição de equipamentos em subestações para aumento
da observabilidade e controlabilidade do SIN, incluindo sistema de oscilografia digital, bem
como o sequenciamento de eventos;
h) remanejamento de equipamentos de transmissão para uso em outros pontos
do SIN;
i) implementação de soluções com a finalidade de manter a instalação em
operação por tempo adicional à vida útil calculada utilizando-se as taxas de depreciação
estabelecidas no MCPSE; e
j) implementação de torres de derivação ou de módulos de conexão de linhas
de transmissão ou de transformadores de potência de propriedade de ACESSANTE ou de
outra TRANSMISSORA, observado o disposto na regulamentação de classificação, acesso
e/ou conexão às REDE BÁSICA e às DIT.
8. 4. 1. Os REFORÇOS, com exceção dos referidos na alínea “j”, deverão constar
no PAR, elaborado pelo ONS, sendo que os REFORÇOS referidos nas alíneas “d”, “e”, “f”,
“g” e “h”, desde que não estejam relacionados aos REFORÇOS referidos nas alíneas “a”,
“b”, “c” ou “i”, deverão constar em seção específica do Plano.
8. 4. 2. Os REFORÇOS que constarem no Plano de Outorgas deverão ser
implementados pelas correspondentes TRANSMISSORAS mediante autorização da ANEEL
com estabelecimento prévio de receita, com exceção dos REFORÇOS referidos nas alíneas
“d”, “e”, “f”, “g” e “h” não relacionados aos REFORÇOS referidos nas alíneas “a”, “b”, “c”
ou “i”, que terão suas correspondentes receitas estabelecidas no reajuste de RECEITA
ANUAL PERMITIDA – RAP subsequente à sua entrada em operação comercial.
8. 4. 3. Os REFORÇOS referidos no inciso “j” deverão ser implementados em
decorrência de solicitação de acesso e remunerados por meio de CCT, ou em decorrência
de conexão de outra concessionária de transmissão, sendo remunerados por meio de
CONTRATO DE COMPARTILHAMENTO DE INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO – CCI, em ambos
os casos com o correspondente encargo estabelecido no reajuste de RAP subsequente à
sua entrada em operação comercial.
9. 7. A parcela adicional de receita associada aos REFORÇOS será devida a partir
da data da sua entrada em operação comercial e avaliada no processo de revisão da RAP
subsequente à sua entrada em operação comercial.
9. 8. A receita revisada retroagirá à data de entrada em operação comercial do
correspondente REFORÇO, sendo que a eventual diferença decorrente da revisão do valor será
considerada na RAP da TRANSMISSORA em parcelas iguais até a revisão da RAP subsequente.
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que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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9. 9. Os REFORÇOS nas DIT serão de responsabilidade da TRANSMISSORA
proprietária das instalações a serem modificadas, mediante prévia autorização, com direito
à correspondente parcela adicional de RAP.
11. CLASSIFICAÇÃO E REMUNERAÇÃO DE MELHORIAS
9. 10. Dentre as MELHORIAS se inclui:
a) automação, reforma e modernização de subestações, obras e equipamentos
destinados a diminuir a indisponibilidade de INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO e à eliminação
de interferências em faixas de servidão; e
b) substituição de equipamentos por motivo de obsolescência, vida útil
esgotada, falta de peças de reposição, risco de dano a instalações, desgastes prematuros
ou restrições operativas intrínsecas.
9. 10. 1. As MELHORIAS referidas na alínea “b” referentes a substituição de
transformador, equipamento de compensação de potência reativa ou linha de transmissão
deverão constar em seção específica do PAR, elaborado pelo ONS.
9. 10. 2. As MELHORIAS referidas na alínea “b” referentes a substituição de
transformador, equipamento de compensação de potência reativa ou linha de transmissão
que constarem no Plano de Outorga terão a correspondente receita estabelecida
previamente em Resolução específica.
9. 10. 3. As MELHORIAS referidas na alínea “b”, que não se enquadrarem no
item 5.1.1, mas que constarem no PMI, elaborado pelo ONS, terão a correspondente
receita estabelecida no processo de revisão periódica de RAP, desde que vinculadas às
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO sujeitas ao processo de revisão periódica da RAP prevista
nos contratos de concessão.
9. 10. 4. As MELHORIAS não referidas na alínea “b” e que constarem no PMI,
elaborado pelo ONS, serão avaliadas e a eventual receita adicional será estabelecida no
processo de revisão periódica de RAP, desde que vinculadas às INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO sujeitas ao processo de revisão periódica da RAP prevista nos contratos de
concessão.
9. 11. A receita associada às MELHORIAS será avaliada no processo de revisão
da RAP subsequente à sua entrada em operação comercial.
9. 12. As receitas revisadas retroagirão ao ciclo de entrada em operação
comercial da correspondente MELHORIA, sendo que a eventual diferença decorrente da
revisão do valor será considerada na RAP da concessionária de transmissão em parcelas
iguais até a revisão da RAP subsequente.
12. NOVAS INSTALAÇÕES PARA CONEXÃO DE ACESSANTES
8. 4. As TRANSMISSORAS devem implantar os equipamentos e instalações
necessários à conexão de ACESSANTE quando vencedora de licitação ou autorizada com
esse objetivo.
9. 13. A implantação dos equipamentos e instalações para a conexão de
ACESSANTE à INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO deverá ser precedida da celebração do
CC T.
8. 5. As TRANSMISSORAS devem verificar, quando proprietária da linha
seccionada ou da subestação existente acessada, a conformidade das especificações e dos
projetos e participar do comissionamento dos ativos que lhe serão transferidos após a
implantação dos equipamentos e instalações necessários à conexão de ACESSANTE.
8. 6. As atividades estabelecidas no item 6.3 não podem comprometer o
cronograma de implantação dos equipamentos e instalações necessários à conexão do
AC ES S A N T E .
9. 14. As transferências de equipamentos e instalações associados à conexão
dos ACESSANTES dar-se-ão de forma não onerosa para a TRANSMISSORA proprietária da
linha seccionada ou da subestação existente, devendo ser registradas no ativo imobilizado
da cessionária, tendo como contrapartida Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço
Público de Energia Elétrica (Obrigações Especiais).
8. 7. Será estabelecida parcela adicional de RAP em favor da TRANSMISSORA
proprietária da linha seccionada ou da subestação existente acessada, destinada a cobrir os
custos de referência para a operação e manutenção dos equipamentos e instalações que
lhe forem transferidos.
8. 7. 1. A TRANSMISSORA apenas fará jus à parcela adicional de RAP para cobrir
os custos de referência para a operação e manutenção dos equipamentos e instalações
transferidos, a partir da data de entrada em operação das INSTALAÇÕES DE TRAN S M I S S ÃO
ou de celebração do instrumento contratual de transferência, o que ocorrer por último.
Por Seccionamento de Linhas de Transmissão
9. 15. Ressalvado quando o CONSUMIDOR LIVRE, GERADOR ou IMPORTADOR
E/OU EXPORTADOR DE ENERGIA manifestar que implementará os equipamentos e
instalações necessários à sua conexão quando por meio de seccionamento de linha de
transmissão da REDE BÁSICA ou DIT, essa deverá ser autorizada em favor da
TRANSMISSORA proprietária da linha nos termos da regulamentação de acesso e/ou
conexão à REDE BÁSICA e às DIT.
9. 16. Quando o CONSUMIDOR LIVRE, GERADOR ou IMPORTADOR E/OU
EXPORTADOR DE ENERGIA, a seu critério, manifestar que implementará sua conexão por
meio de seccionamento de linha de transmissão da REDE BÁSICA ou DIT, este deverá,
conforme estabelecido na regulamentação de acesso e/ou conexão à REDE BÁSICA e às
DIT, transferir os equipamentos e/ou as instalações que implantou e que vierem a integrar
as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO à TRANSMISSORA proprietária da linha seccionada.
9. 17. Quando o seccionamento da linha de transmissão de REDE BÁSICA for
destinado ao atendimento de DISTRIBUIDORA, a implementação do barramento associado
ao seccionamento, do transformador de potência e equipamentos a integrarem a REDE
BÁSICA, bem como do barramento e equipamentos desta subestação integrantes das DIT
serão objeto de licitação, sendo que:
a) os custos da aquisição de equipamentos para modificações nas entradas da
linha seccionada e da implementação das entradas e extensões de linhas associados ao
seccionamento serão alocados como custo do empreendimento licitado, sendo estas
instalações de seccionamento implementadas pelo vencedor da licitação e transferidas
para a TRANSMISSORA proprietária da linha seccionada;
b) os equipamentos necessários para modificações nas entradas da linha
seccionada serão adquiridos pelo vencedor da licitação e transferidos para a
TRANSMISSORA proprietária da linha seccionada;
c) o empreendedor das instalações licitadas deverá elaborar os projetos básico
e executivo, além de especificar os equipamentos a serem integrados à REDE BÁSICA, em
conformidade com o edital de licitação e os PROCEDIMENTOS DE REDE, devendo também,
em relação às instalações e equipamentos referidos nas alíneas “a)” e “b)”, observar as
normas e padrões técnicos da TRANSMISSORA proprietária da linha seccionada;
d) o vencedor da licitação será responsável pelo fornecimento de
sobressalentes, ferramentas e acessórios necessários à operação e manutenção, incluindo
respectivo treinamento à TRANSMISSORA proprietária da linha seccionada, referentes às
instalações e equipamentos descritos nas alíneas “a)” e “b)”, antes da correspondente
entrada em operação;
9. 17. 1. As transferências previstas na alínea “a)” ocorrerão pelo custo de
construção efetivamente realizado e as previstas na alínea “b)” ocorrerão pelo custo de
aquisição, sendo esses custos informados pelo cedente.
9. 17. 2. Quando o montante de investimento referente às instalações descritas
no item 6.9 for inferior aos custos descritos na sua respectiva alínea “a)”, o seccionamento
de linha de transmissão destinado ao atendimento de DISTRIBUIDORA será objeto de
autorização, em favor da TRANSMISSORA proprietária da linha seccionada, para
implementar, no todo ou em parte:
a) o barramento, as entradas e as extensões de linhas associados ao
seccionamento;
b) os eventuais REFORÇOS e modificações na própria linha de transmissão e nas
respectivas entradas de linhas, transformador de potência e demais equipamentos
associados; e
c) o barramento e equipamentos desta subestação integrantes das DIT.
9. 18. A conexão de ACESSANTE em subestação existente ou por meio de
seccionamento de linha integrantes das DIT, ICG ou INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS e,
respectivas incorporações de novos ativos e estabelecimentos de adicionais de receitas às
TRANSMISSORAS será realizada conforme procedimentos e diretrizes estabelecidos na
regulamentação de acesso e/ou conexão às INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO.
Por Conexão em Subestação Existente
9. 19. A conexão à REDE BÁSICA em subestação existente atribuirá à
TRANSMISSORA proprietária dessa subestação a responsabilidade pela implementação de
eventuais REFORÇOS na própria subestação, sendo que:
a) A ANEEL, tendo em vista a modicidade tarifária e com base em estudo de
alternativas realizado pelo ONS ouvida a EPE, poderá optar por licitar nova subestação em
substituição à implementação do REFORÇO na subestação existente;
b) Quando a ANEEL licitar nova subestação, o vencedor da licitação
implementará as instalações necessárias à conexão da nova subestação à REDE BÁSICA,
conforme procedimentos e diretrizes estabelecidos na regulamentação de acesso e/ou
conexão à REDE BÁSICA e às DIT.
9. 20. A conexão de ACESSANTE em barramento integrante das DIT, ICG ou
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS e, respectivas incorporações de novos ativos e
estabelecimentos de adicionais de receitas às TRANSMISSORAS será realizada conforme
procedimentos e diretrizes estabelecidos na regulamentação de acesso e/ou conexão às
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO.
13. CONEXÃO DE TRANSMISSORA
9. 21. Quando se conectar a uma subestação existente ou seccionar uma linha
de transmissão, a TRANSMISSORA deve ressarcir a TRANSMISSORA que verificou a
conformidade das especificações e dos projetos e participou do comissionamento dos
equipamentos e instalações associados à essa conexão.
9. 22. Quando de conexão de outra TRANSMISSORA em subestação existente,
os custos associados à verificação da conformidade das especificações e dos projetos e à
participação em comissionamento incorridos por TRANSMISSORA, serão cobertos no valor
de até 5,0% (cinco por cento) do Valor Novo de Reposição – VNR dos módulos de conexão
implantados na subestação, calculados com base no Banco de Preços de Referência ANEEL,
conforme Tabelas 1 e 2.
Tabela 1 – Percentuais para cálculo do ressarcimento às TRANSMISSORAS.
Prazo1 Até 30 dias De 31 a 60 dias Mais de 60 dias
Aprovação da
conformidade de
projetos
³230kV <230kV ³230kV <230kV ³230kV <230kV
1,00% 1,50% 0,75% 1,00% 0,50% 0,50%
1Após o recebimento dos projetos, a contar da entrega da última versão do
projeto, em dias corridos.
Tabela 2 – Percentuais para cálculo do ressarcimento às TRANSMISSORAS.
Prazo1 Até 15 dias De 16 a 30 dias Mais de 30 dias
Liberação das
Instalações
³230kV <230kV ³230kV <230kV ³230kV <230kV
2,00% 3,50% 1,75% 3,00% 1,50% 2,50%
1 A contar da solicitação, em dias corridos.
9. 23. Quando de conexão de outra TRANSMISSORA por meio de
seccionamento de linha de transmissão para expansão da REDE BÁSICA, os custos
associados à verificação da conformidade das especificações e dos projetos e à participação
em comissionamento incorridos por TRANSMISSORA, serão cobertos no valor de até 1,5%
(um e meio por cento) do orçamento constante do contrato de concessão relacionados:
a) às instalações e equipamentos para modificações nas entradas da linha
seccionada e da implementação das entradas de linha;
b) às extensões de linhas associados ao seccionamento; e
c) aos equipamentos necessários para modificações nas entradas da linha
seccionada.
8. 8. As atividades estabelecidas nos itens 7.2 e 7.3 não podem comprometer
o cronograma de implantação dos equipamentos e instalações necessários à conexão da
outra TRANSMISSORA.
14. REFERÊNCIAS
Art. 6°, da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
Arts. 9° e 12 do Decreto n° 1.717, de 24 de novembro de 1995.
Art. 17 da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995.
Art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
§1° do artigo 6° do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998.
Decreto n° 2.655, de 2 de julho de 1998.
Processo SIC n° 48500.003812/2000-67.
Decreto n° 4.932, de dezembro de 2003, com redação dada pelo Decreto n°
4.970, de 30 de janeiro de 2004.
Processo SIC nº 48500.001222/2004-04.
Audiência Pública nº 017/2011, realizada no período de 31 de março de 2011
até 03 de maio de 2011.
Processo SIC nº 48500.002258/2017-92
15. ANEXOS
9. 24. Não há anexos nesta seção.
SEÇÃO 3.2 – CRITÉRIOS DE ENTRADA EM OPERAÇÃO
16. OBJETIVO
9. 25. Estabelecer critérios para entrada em operação e integração ao SIN de FT
ou GRUPO de FT sob responsabilidade de TRANSMISSORA.
17. ASPECTOS GERAIS
9. 26. O início da OPERAÇÃO EM TESTE, da OPERAÇÃO COMERCIAL COM
PENDÊNCIAS, da OPERAÇÃO COMERCIAL DEFINITIVA e do direito de recebimento de
parcela da RAP referente a uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN são autorizados a
partir da emissão dos termos de liberação pelo ONS.
9. 27. Os termos de liberação devem ser emitidos ou negados, com respectivas
justificativas, por FT ou GRUPO DE FT, observado o estabelecido no contrato de concessão
ou no ato autorizativo, em até 5 (cinco) dias úteis após a solicitação da TRANSMISSORA ao
ONS, sendo que:
a) o ONS deverá emitir ou negar a emissão dos TERMO DE LIBERAÇÃO COM
PENDÊNCIAS – TLP e TERMO DE LIBERAÇÃO DEFINITIVO – TLD para REFORÇOS em
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO que não são classificadas como REDE BÁSICA ou
destinadas a interligações internacionais em até 3 (três) meses após a data de início de
operação comercial.
9. 28. A emissão dos termos de liberação para FT ou GRUPO DE FT associados
a seccionamento de linhas de transmissão deverá ser solicitada pela TRANSMISSORA
responsável pela linha de transmissão a ser seccionada, sendo que:
a) quando o seccionamento de linhas de transmissão for realizado por outra
TRANSMISSORA, a solicitação de que trata este item deverá ser realizada
conjuntamente.
9. 29. O ONS está dispensado de emitir os termos de liberação para REFORÇOS
e MELHORIAS sem estabelecimento prévio de receita, sendo que:
a) o atendimento aos requisitos dos PROCEDIMENTOS DE REDE e as datas de
entrada em operação comercial para reconhecimento de início de recebimento de receita
deverão ser registradas pela TRANSMISSORA em sistema computacional do ONS em até 15
(quinze) dias após sua conclusão; e
b) o ONS deverá validar o atendimento aos requisitos dos PROCEDIMENTOS DE
REDE de que trata a alínea “a” deste item em até 15 (quinze) dias após sua inclusão no
sistema computacional.
9. 30. Compete ao ONS:
a) emitir os termos de liberação solicitados pela TRANSMISSORA;
b) informar à TRANSMISSORA a emissão dos termos de liberação ou a sua negativa
de emissão com a respectiva justificativa, na data de emissão do termo ou de sua negativa;
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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c) informar a emissão do TERMO DE LIBERAÇÃO DE RECEITA – TLR ao indicado
como responsável pelas PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS DE TERCEIROS – PIT na data de sua
emissão;
d) verificar a solução das pendências identificadas nos termos de liberação
conforme requisitos dos PROCEDIMENTOS DE REDE;
e) informar à TRANSMISSORA e à ANEEL o fim das PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS
DE CARÁTER SISTÊMICO – PCS em até 1 (um) dia útil após identificar o término dessas
pendências; e
f) anular os termos de liberação emitidos quando constatar que seus requisitos
não foram atendidos e informar à ANEEL.
9. 31. A ANEEL poderá retificar, revogar ou anular os termos de liberação
emitidos.
9. 32. As eventuais diferenças de receitas decorrentes de retificação, revogação
ou anulação de TLP, TLR ou TLD serão atualizadas pela variação do índice contratual da
TRANSMISSORA e consideradas no reajuste anual de receitas subsequente.
18. LIBERAÇÃO PARA OPERAÇÃO EM TESTE
9. 33. O TERMO DE LIBERAÇÃO PARA TESTE – TLT deverá ser emitido mediante
declaração da TRANSMISSORA de inexistência de PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS – PIP
e após avaliação do ONS de que a FT ou o GRUPO DE FT está apto à OPERAÇÃO EM
T ES T E .
9. 34. O início dos testes de integração ao SIN deverá ser liberado pelo ONS em
até 30 (trinta) dias a contar da data informada pela TRANSMISSORA para início de
execução dos testes.
9. 35. A TRANSMISSORA não fará jus ao recebimento de receita no período de
análise da solicitação do TLT, nem durante a OPERAÇÃO EM TESTE.
9. 36. O ONS está dispensado de emitir TLT para REFORÇOS e MELHORIAS em
instalações que não são classificadas como REDE BÁSICA ou destinadas a interligações
internacionais e para REFORÇOS que não necessitam de intervenção com desligamento
cadastrada no ONS para serem integrados ao SIN.
19. LIBERAÇÃO PARA OPERAÇÃO COM PENDÊNCIAS
9. 37. A emissão de TLP estará condicionada à:
a) inexistência de PIP após a OPERAÇÃO EM TESTE;
b) declaração da TRANSMISSORA das PENDÊNCIAS NÃO IMPEDITIVAS PRÓPRIAS
– PNP; e
c) declaração da TRANSMISSORA de que está apta à OPERAÇÃO COMERCIAL
COM PENDÊNCIAS.
9. 38. As PNP deverão ser listadas no TLP, contendo os prazos informados pela
TRANSMISSORA para solucionar cada uma.
9. 39. A TRANSMISSORA fará jus ao recebimento de 90% (noventa por cento)
da parcela de RAP por FT ou GRUPO DE FT em OPERAÇÃO COMERCIAL COM PENDÊNCIAS
a partir da data de solicitação do TLP, desde que respeitadas as condições de entrada em
operação comercial estabelecidas no contrato de concessão ou no ato autorizativo.
9. 40. A TRANSMISSORA passará a receber 80% (oitenta por cento) da parcela
de RAP por FT ou GRUPO DE FT quando as PNP não forem solucionadas em até 12 (doze)
meses após o início da OPERAÇÃO COMERCIAL COM PENDÊNCIAS.
20. LIBERAÇÃO DE RECEITA
9. 41. O TLR deverá ser emitido se o ONS reconhecer a existência de PIT ou
PCS.
9. 42. A solicitação do TLR deverá vir acompanhada de declaração da
TRANSMISSORA:
a) de inexistência de PIP após a conclusão de todos os testes possíveis de
serem executados;
b) das PIT ou das PCS, acompanhada de relatório comprobatório de que a FT ou
o GRUPO DE FT está impossibilitado de ser integrado ao SIN devido exclusivamente à
existência dessas pendências; e
c) das PNP, se houver.
9. 42. 1. O ONS deverá encaminhar para manifestação do terceiro a declaração
das PIT de que trata a alínea “b)” em até 5 (cinco) dias úteis após o seu recebimento.
9. 43. A impossibilidade da OPERAÇÃO EM TESTE de uma FT ou GRUPO DE FT
por mais de 30 (trinta) dias consecutivos por restrições sistêmicas identificadas pelo ONS
será considerada como PCS.
9. 44. A existência de PIT será reconhecida quando:
a) não houver contestação ao ONS pelo terceiro indicado como responsável
pela pendência impeditiva em até 15 (quinze) dias após o recebimento da declaração de
PIT; ou
b) o ONS considerar improcedente a contestação do terceiro.
9. 45. O TLR com PIT será emitido em até 15 (quinze) dias após a manifestação
do terceiro ou após vencimento do prazo de contestação estabelecido na alínea “a) do
item 5.4.
9. 46. A Pendência Impeditiva de Terceiros terminará quando o responsável
pela pendência informar ao ONS e à TRANSMISSORA que essa foi solucionada.
9. 47. O TLR com PCS será emitido em até 5 (cinco) dias úteis após a solicitação
da TRANSMISSORA ao ONS.
9. 48. A TRANSMISSORA fará jus ao recebimento de 100% (cem por cento) da
parcela de RAP por FT ou GRUPO DE FT a partir da data de solicitação do TLR ao ONS,
desde que respeitadas as condições de entrada em operação comercial estabelecidas no
contrato de concessão ou no ato autorizativo.
9. 49. A TRANSMISSORA fará jus ao recebimento de 90% (noventa por cento)
da parcela de RAP por FT ou GRUPO DE FT liberado com PNP a partir da data de solicitação
do TLR ao ONS, conforme as condições de entrada em operação comercial estabelecidas
no contrato de concessão ou no ato autorizativo.
9. 50. No TLR deverão ser listadas as PNP, contendo os prazos informados pela
TRANSMISSORA para solucionar cada uma, as PIT, com os respectivos responsáveis, e as
PCS.
9. 51. O TLR terá vigência até a solução das PNP, de cada PIT ou de cada PCS,
quando a TRANSMISSORA deverá solicitar novos termos de liberação.
9. 52. A parcela de RAP da FT ou do GRUPO DE FT liberada por TLR com PCS
será paga por todos os ACESSANTES da REDE BÁSICA até a sua solução.
9. 53. Os pagamentos dos encargos e as demais obrigações do CONTRATO DE
USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO – CUST e do CCT dos pontos de contratação associados
a FT ou GRUPO DE FT com TLR emitido com PIT serão devidos, a partir da data especificada
no TLR, pelos terceiros responsáveis pelas pendências impeditivas, sendo que:
a) os pagamentos dos encargos de que trata este item não serão repassados às
Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD das DISTRIBUIDORAS responsáveis por
PIT.
9. 54. As TRANSMISSORAS responsáveis por PIT deverão custear a parcela de
RAP da FT ou do GRUPO DE FT durante o período do impedimento, sendo que:
a) o custeio de que trata este item será rateado em partes iguais entre as
TRANSMISSORAS responsáveis pelas pendências impeditivas;
b) o custeio sob responsabilidade de cada TRANSMISSORA dar-se-á por meio da
redução de sua receita no ciclo anual de reajuste de receitas das TRANSMISSORAS
subsequente à emissão do TLR; e
c) a redução de receita de que trata a alínea “b” estará limitada, por ciclo
tarifário, a 10% (dez por cento) da receita a ser recebida no ciclo pela TRANSMISSORA, e
o saldo devedor será custeado nos ciclos subsequentes, atualizados pela variação do índice
contratual da TRANSMISSORA.
21. LIBERAÇÃO DEFINITIVA
9. 55. O TLD deverá ser emitido quando não existirem pendências e implicará
direito ao recebimento integral de parcela da RAP por FT ou GRUPO DE FT a partir da data
de solicitação da TRANSMISSORA ao ONS, desde que respeitadas as condições de entrada
em operação comercial estabelecidas no contrato de concessão ou no ato autorizativo.
22. DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS
9. 56. Para os contratos de concessão celebrados até 30 de junho de 2019, a
não conclusão de alguma FT integrante do objeto do contrato acarretará no recebimento
de 90% (noventa por cento) da RAP das demais FT em operação comercial.
23. REFERÊNCIAS
Inciso I do art. 29, da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
§7º do art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.
Art. 2º da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
Anexo I, art. 4º do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997.
Processo SIC nº 48500.002258/2017-92.
24. ANEXOS
9. 57. Não há anexos nesta seção.
RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 907, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Altera a Resolução Normativa nº 787, de 24 de
outubro de 2017.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em
vista o disposto nas Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e nº 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, no Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015 e nas Resoluções
Normativas nº 699, de 26 de janeiro de 2016, e nº 787, de 24 de outubro de 2017, bem
como a implementação de sua revisão ora em curso no âmbito do Processo nº
48500.001616/2016-69, resolve:
Art. 1º Alterar os seguintes dispositivos da Resolução Normativa nº 787, de 24
de outubro de 2017, que passarão a vigorar com as seguintes redações :
“Art. 3º …………………………………
………………………………………………
§ 3º Os agentes setoriais de pequeno porte terão o nível da qualidade do
sistema de governança atribuído como não elegível, durante o período de adaptação 2017
inicial previsto no § 2º deste artigo.
§ 4º Após o período mínimo regrado pelo art. 21, as distribuidoras enquadradas
no § 1º deste artigo, podem se submeter à avaliação da Aneel para obter os benefícios
dispostos no Capítulo IV.
§ 5º As permissionárias e autorizadas serão classificadas como não
elegíveis.”(NR)
“Art. 13…………………………………….
………………………………………………….
§ 4º A avaliação inicial começará a partir de quatro anos da vigência da norma,
na qual tomará como base informacional os dados dos dois anos anteriores.
……………………………………………………………
§ 6º A distribuidora poderá se sujeitar voluntariamente à avaliação inicial a
partir do terceiro ano a partir do início da vigência da norma.
………………………………………………………………….
§ 8º A avaliação periódica ordinária ocorrerá a partir da segunda avaliação da
distribuidora, passado o período de um ciclo tarifário do início da avaliação inicial ou
última realizada, valendo-se das informações durante o período deste ciclo tarifário.”
………………………………………………………………….(NR)
“Art. 16 ………………………………………………..
Parágrafo único. Transitado em julgado a decisão administrativa, a classificação
do nível de governança manter-se-á pelo período do ciclo tarifário da distribuidora, salvo
quando houver fato gerador que dê início à reavaliação extraordinária.”(NR)
“Art. 19 ………………………………………………..
Parágrafo único. Em caso de evidências de prestação de informações falsas no
processo anterior de classificação, iniciar-se-á o processo de reavaliação da qualidade do
sistema de governança com a redução de pontuação, sem, contudo, prejudicar a abertura
de processo administrativo punitivo pela conduta não conforme, nos termos da Resolução
Normativa Aneel nº 846, de 2019.”(NR)
“Art. 21. Durante o período de quatro anos, a qualidade dos sistemas não terá
avaliação e não contará com benefícios e nem restrições.”(NR)
Art. 2º Alterar os ANEXO I e II da Resolução Normativa nº 787, de 24 de
outubro de 2017, que passarão a vigorar com as seguintes redações :
“ANEXO I
…………………………………………………………
2-Dimensões dos sistemas de governança
……………………………………………………………..
(c) Relações de Propriedade e Controle (RPC)
…………………………………………………………………..
4.9- Componentes da Dimensão – Conformidade Regulatória
f) Componente E6: Informações relativas à Base de Dados Geográfica da
Distribuidora – BDGD
………………………………………………………………………………………………
1 – A distribuidora deverá enviar tempestivamente e consistentemente as
informações relativas à Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD nos últimos dois
anos na avaliação inicial e no período do ciclo tarifários nas avaliações periódicas
ordinárias.
2 – As informações devem estar aderentes ao Procedimentos de Distribuição –
PRODIST para garantir o nível de consistência a ser apurada pela Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD).
………………………………………………………………………………………………..
a.3) Pontuação: 0 a 5 pontos
…………………………………………………………………………………………………..
Os cinco pontos serão obtidos pelo envio de forma tempestiva e consistente da
informação e que será verificada a aderência dos requisitos do envio pela ANEEL em seu
banco de dados.”
………………………………………………………………………………………………..
5- Expurgos de pontuação de componentes
Em vista do segmento de distribuição existirem realidades bem distintas entre
as empresas – tipos empresariais distintos, escala econômica e topologias nos grupos
econômicos – há a necessidade de se prever expurgos de modo a adequar a metodologia,
tal como, por exemplo, declarou-se no parágrafo único do art. 1º desta Resolução, o porte
das empresas deve ser considerado na avaliação.”
………………………………………………………………………………………………..” (NR)
“ANEXO II
………………………………………………………………………………………………….
4- Definições e informações adicionais
LAJIDA ou EBTIDARecorrente: refere-se ao Lucro Antes de Juros (Resultado
Financeiro), Impostos (Tributos sobre a Renda), Depreciação e Amortização ou Earns Before
Interest, Taxes, Depreciation and Amortization. Esta será calculada pelo somatório de:
. Código BMP (contas devedoras
com sinal positivo e credoras
com negativo) ou Conta
Setorial
Descrição (considerando-se números em absoluto)
. (+) VPB Regulatório (=) Valor da Parcela B utilizado para o cálculo das tarifas
por classes de consumo.
. (+) Receita Irrecuperável
Regulatória
(+) Receita Irrecuperável, caso não esteja incluída no
VPB Regulatório
. (+) Custo da Geração Própria
subtraído do respectivo Custo
com Combustível Regulatórios
(+) Custo da Geração Própria subtraído do respectivo
Custo com Combustível Regulatórios
. (+) Outras Receitas
Regulatórias
(+) Outras Receitas consideradas nas tarifas.
. (+/-) Custo das Perdas,
diferença entre Regulatórios e
Realizados
(+/-) Custo das Perdas a menor ou a maior em relação às
perdas totais consideradas na tarifa. A diferença em
percentual de perdas totais será aplicada às Despesas
com Compra de Energia para Revenda realizadas.
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que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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. (+) Crescimento de Mercado –
MWh
(+) Aplicação de 50% da taxa de crescimento do
mercado em TUSD MWh apurado no ano de verificação
multiplicado ao somatório das contas anteriores.
. (=) VPB Recorrente (=) VPB Recorrente
. (-) PMSO Realizado (-) PMSO Realizado
. (+) 61X5.X.17 (+) Depreciação
. (+) 61X5.X.18 (+) Amortização
. (+) 61X5.X.05.04 (+) Benefício Pós-Emprego – Previdência Privada – Déficit
ou Superávit Atuarial, se o saldo for devedor; (-) se for
credor
. (+) 61X5.X.05.05 (+) Programa de Demissão Voluntária – PDV, se o saldo
for devedor; (-) se for credor
. (+) 61X5.X.05.09 (+) Outros Benefícios Pós-Emprego – Déficit ou Superávit
Atuarial, se o saldo for devedor; (-) se for credor
. (+) 61X5.X.12.01, se o saldo for
credor
(-) Provisão para Devedores Duvidosos, se o saldo for
credor
. (+) 61X5.X.12.02, se o saldo for
credor
(-) Provisão para Litígios Trabalhistas, se o saldo for
credor
. (+) 61X5.X.12.03, se o saldo for
credor
(-) Provisão para Litígios Cíveis, se o saldo for credor
. (+) 61X5.X.12.04, se o saldo for
credor
(-) Provisão para Litígios Fiscais, se o saldo for credor
. (+) 61X5.X.12.05, se o saldo for
credor
(-) Provisão para Litígios Ambientais, se o saldo for
credor
. (+) 61X5.X.12.06, se o saldo for
credor
(-) Provisão para Litígios Regulatórios, se o saldo for
credor
. (+) 61X5.X.12.07 (+) Provisão para Redução ao Valor Recuperável
(subtração se Reversão Líquida)
. (+) 61X5.X.12.99, se o saldo for
credor
(-) Provisão – Outros, se o saldo for credor
. (+) 61X5.X.15, do que superar
1% da Receita Bruta deduzida
dos Tributos sobre a Receita
(-) Recuperação de Despesas, do que superar 1% da
Receita Bruta deduzida dos Tributos sobre a Receita
. (=) LAJIDA ou EBITDA
Recorrente
(=) LAJIDA ou EBITDA Recorrente
As quatro primeiras contas derivadas dos processos tarifários serão calculadas
de forma pro rata para obter os valores a serem aplicados no ano de verificação do critério
de eficiência com relação à gestão econômico-financeira.
QRR: Quota de Reintegração Regulatória ou Despesa de Depreciação
Regulatória. Este valor será o definido na última Revisão Tarifária Periódica – RTP anterior
ao ano de verificação do Critério de Eficiência com relação à Gestão Econômico-Financeira.
Será aplicada a atualização monetária pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor
Amplo – IPCA entre o mês anterior ao da RTP e o mês de dezembro anterior ao ano de
verificação.
Dívida Líquida: Dívida Bruta deduzida dos Ativos Financeiros e, caso a
distribuidora tenha cobertura tarifária e inexista ativo regulatório, dos empréstimos da
RGR.
Dívida Bruta: Somatório de passivos formado por:
. Código BMP Descrição
. (-) 2X02 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures
. (-) 2X04.1 Passivo Atuarial – Previdência Privada
. (-) 2X04.2 Passivo Atuarial – Demais Benefícios Pós-Emprego
. (-) 2X05.8 Parcelamentos de Tributos
. (-) 2X16 Instrumentos Financeiros Derivativos
. (-) 2105 (parcial) Tributos em Atraso
. (-) 2X01 (parcial) Custos Setoriais em Atraso e Renegociados.
. (-) 2X08 (parcial) Encargos Setoriais em Atraso e Renegociados.
. (-) 2X11 Passivos Financeiros Setoriais
. (-) 2101.2
(parcial)
Suprimento de Energia Elétrica para Revenda – Curto Prazo sem
cobertura tarifária
. (-) 2101.4
(parcial)
Compra de Energia Elétrica para Revenda – Curto Prazo sem cobertura
tarifária
Ativos Financeiros: Somatório de ativos formado por:
. Código BMP Descrição
. 1101 Caixa e Equivalentes de Caixa
. 1X08 Investimentos Temporários
. 1X16 Instrumentos Financeiros Derivativos
. 1X11 Ativos Financeiros Setoriais
. 1119.1.09 Reembolsos do Fundo da CDE
. 1X19.3 Benefícios Pós-Emprego
SELIC: Taxa Média Anual Ponderada e Ajustada das Operações de
Financiamento Lastreadas em Títulos Públicos Federais, calculada diariamente e
apresentada pelo Banco Central do Brasil – BACEN em seu endereço eletrônico
http://www.bcb.gov.br/?SELICACUMUL. Neste sítio, o Agente pode obter o Fator
Acumulado correspondente aos 12 (doze) meses de competência. A SELIC deverá ser
limitada a 9,009 % (doze inteiros e 9 milésimos por cento) ao ano, caso supere esse
percentual e a 6,006 % (6 inteiros e seis milésimos por cento), caso seja inferior a este
último percentual.”(NR)
Art. 3º Esta Resolução entra em vigor em 1º de janeiro de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO N° 3.493, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –
ANEEL, no uso das suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da
Diretoria e o que consta do Processo nº 48500.003222/2018-15, decide
conhecer e, no mérito, negar provimento ao Recurso Administrativo interposto
pela Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEEGT em face ao Auto de Infração nº 0008/2019, lavrado pela Superintendência
de Fiscalização de Serviços de Eletricidade – SFE, mantendo-se a penalidade de
multa no valor total de R$ 4.759.050,82 (quatro milhões, setecentos e
cinquenta e nove mil, cinquenta reais e oitenta e dois centavos).
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO N° 3.494, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso das suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que
consta do Processo nº 48500.003938/2019-95, decide: (i) conhecer do recurso
administrativo interposto pela Amazonas Energia S.A. em face do Despacho nº 2.281, de 16
de agosto de 2019, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de
Transmissão – SRT, que negou o pedido de expurgo do Adicional de Encargo de Uso do
Sistema de Transmissão – ADCEUST e da Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem – PIU
dos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST contratados no ponto de
conexão Lechuga, em 1º de maio de 2019, e, no mérito, dar parcial provimento de forma
que na cobrança dos MUST medidos, incida apenas o ADCEUST, isentando a Requerente
dos valores referentes à PIU; e (ii) determinar que o Operador Nacional do Sistema Elétrico
– ONS proceda a recontabilização do ponto de contratação da Subestação Lechuga,
referente ao evento de 1º de maio de 2019, conforme esta decisão.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 3.496, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista a deliberação da Diretoria e o que
consta do Processo nº 48500.005299/2019-01, decide conhecer o Pedido de
Reconsideração interposto pela Eletrobras Termonuclear S.A. – Eletronuclear em face da
Resolução Homologatória nº 2.661, de 17 de dezembro de 2019, que estabeleceu a receita
fixa e a tarifa relativa à geração de energia elétrica das Centrais de Geração Nucleoelétricas
Angra 1 e Angra 2 para o ano de 2020, para, no mérito, dar-lhe parcial provimento, no
sentido de determinar que a devolução do montante de R$ 58.724.744,67 (cinquenta e
oito milhões, setecentos e vinte e quatro mil, setecentos e quarenta e quatro reais e
sessenta e sete centavos) seja efetuada no ano de 2022, na forma de Parcela de Ajuste,
atualizado pela taxa Selic, conforme disposto no Submódulo 6.7 do PRORET.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 3.554, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista o que consta no Processo nº
48500.005426/2017-00, decide conhecer do pedido de efeito suspensivo apresentado pela
Parnaíba Geração e Comercialização de Energia S.A. no Pedido de Reconsideração
apresentado em face do Despacho nº 3.076, de 27 de outubro de 2020, e conceder o
efeito suspensivo até o julgamento do Pedido de Reconsideração pela Diretoria
Colegiada.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 3.556, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que
consta dos Processos nº 48500.004773/2005-57 e 48500.004835/1999-92, decide por: (i)
estabelecer o prazo de seis meses, contados da publicação deste Despacho, para a
retomada das condições operativas da Usina Hidrelétrica Risoleta Neves, nas condições
estabelecidas no Contrato de Concessão nº 042/2004-ANEEL, nos termos da Resolução
Normativa nº 583, de 22 de outubro de 2013, sob pena de abertura do processo de
caducidade da concessão; (ii) determinar ao Consórcio Risoleta Neves o envio do Relatório
de Inspeção de Segurança Especial (RISE), no prazo de sessenta dias, contados da
publicação deste Despacho, conforme orientações que serão detalhadas pela
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, com o objetivo de avaliar
as condições de segurança das estruturas; e (iii) determinar à SFG que: (iii.a) com base nas
recomendações contidas no RISE a ser emitido, estabeleça prazos para que o Consórcio
Risoleta Neves cumpra as recomendações, nos termos do art. 9º, § 4º, da Lei nº 12.334,
de 20 de setembro de 2010; (iii.b) com base na avaliação do RISE a ser emitido e no
cumprimento dos prazos estabelecidos, estabeleça a necessidade de instaurar processo
específico para fins de avaliar o cumprimento do disposto no art. 18 da Lei nº 12.334, de
2010.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
R E T I F I C AÇ ÃO
Na íntegra da Resolução Autorizativa nº 8.367, de 19 de novembro de 2019,
constante do Processo nº 48500.002744/2017-19, e no seu Extrato publicado no D.O.U. ,
de 03.12.2019, seção 1, p. 46, v. 157, n. 233, onde se lê: “CNPJ/MF sob o nº
31.752.229/0001-97”, leia-se: “CNPJ/MF sob o nº 31.762.229/0001-97”.
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES
DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 3.478, DE 10 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº 48500.001527/2012-99 Interessado: Mega Comercializadora de Energia e Gás
Ltda. Decisão: alterar a razão social da Mega Comercializadora de Energia Ltda. para Mega
Comercializadora de Energia e Gás Ltda., inscrita no CNPJ nº 15.054.480/0001-40, objeto
do Despacho nº 936, de 2012, e. A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará
disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.512, DE 11 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº: 48500.004930/2016-01. Interessado: Chapecozinho Energética S.A. Decisão:
alterar as características técnicas e registrar a adequabilidade aos estudos de inventário e
ao uso do potencial hidráulico do Sumário Executivo – DRS-PCH da PCH Salto Santo
Antonio, com 10.636 kW de Potência Instalada, cadastrada sob o Código Único de
Empreendimentos de Geração – CEG PCH.PH.SC.002673-5.04. A íntegra deste Despacho (e
seus anexos) consta dos autos e estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.514, DE 11 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº 48500.000828/2010-33. Interessado: Hidroelétrica Médio Norte
Ltda. Decisão: (i) conceder prazo de 120 dias, para que a empresa Hidroelétrica
Médio Norte Ltda. apresente estudos de Projeto Básico, acompanhado de um
novo Sumário Executivo, com vistas a comprovar que o empreendimento Salto
do Sapo Parecis, cadastrado sob o Código Único de Empreendimentos de
Geração – CEG PCH.PH.MT.034783-3.01, possui características de Pequena
Central Hidrelétrica – PCH. A íntegra deste Despacho e seus Anexos constam
dos autos e estarão disponíveis em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
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147
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 241, quinta-feira, 17 de dezembro de 2020
DESPACHO Nº 3.526, DE 14 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº: 48500.005429/2020-31. Interessado: CVW Energética Ltda. Decisão: Registrar
o Recebimento do Requerimento de Outorga – DRO da Central Geradora Termelétrica – UTE
CVW Energética, cadastrada sob o Código Único de Empreendimentos de Geração – CEG nº
UTE.AI.AL.049853-0.01, com 40.000 kW de Potência Instalada, utilizando bagaço de cana
de açúcar como combustível, localizada no município de Coruripe, estado de Alagoas, em
favor da empresa CVW Energética Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 38.505.151/0001-74. A
íntegra deste despacho consta dos autos e estará disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHOS DE 14 DE DEZEMBRO DE 2020
Nº 3.527. Processo no
: 48500.005673/2020-01. Interessado: Usina de Energia Fotovoltaica
para Auto Produção Ltda. Decisão: Registrar o Recebimento do Requerimento de Outorga
– DRO das Centrais Geradoras Fotovoltaicas – UFVs relacionadas no ANEXO I deste
Despacho, localizadas no município de Jequitinhonha, estado de Minas Gerais.
Nº 3.528. Processos nos 48500.004163/2020-17, 48500.004185/2020-79,
48500.004166/2020-42, 48500.004167/2020-97, 48500.004188/2020-11,
48500.004194/2020-60, 48500.004182/2020-35, 48500.004196/2020-59,
48500.004165/2020-06, 48500.004168/2020-31, 48500.004191/2020-26,
48500.004162/2020-64, 48500.004187/2020-68, 48500.004184/2020-24,
48500.004195/2020-12, 48500.004193/2020-15, 48500.004183/2020-80,
48500.004186/2020-13, 48500.004189/2020-57, 48500.004190/2020-81,
48500.004192/2020-71, 48500.004164/2020-53 e 48500.004161/2020-10. Interessado: PEC
Energia S.A. Decisão: Registrar o Requerimento de Outorga das EOL Serra da Palmeira I,
Serra da Palmeira II, Serra da Palmeira III, Serra da Palmeira IV, Serra da Palmeira V, Serra
da Palmeira VI, Serra da Palmeira VII, Serra da Palmeira VIII, Serra da Palmeira IX, Serra da
Palmeira X, Serra da Palmeira XI, Serra da Palmeira XII, Serra da Palmeira XIII, Serra da
Palmeira XIV, Serra da Palmeira XV, Serra da Palmeira XVI, Serra da Palmeira XVII, Serra da
Palmeira XVIII, Serra da Palmeira XIX, Serra da Palmeira XX, Serra da Palmeira XXI, Serra da
Palmeira XXII e Serra da Palmeira XXIII, localizadas nos municípios de Pedra Lavrada e Nova
Palmeira, no estado da Paraíba.
Nº 3.529. Processo nº: 48500.004212/2020-00. Interessado: GTW Geração e Serviços Ltda.
Decisão: Enquadrar como cogeração qualificada o projeto da Usina Termelétrica PCT
Interlagos 5, com 200 kW de Potência Instalada.
Nº 3.530. Processo nº: 48500.004211/2020-69. Interessado: GTW Geração e Serviços Ltda.
Decisão: Enquadrar como cogeração qualificada o projeto da Usina Termelétrica PCT
Interlagos 6, com 200 kW de Potência Instalada.
A íntegra destes Despachos consta dos autos e estará disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.536, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo no 48500.004971/2020-76. Interessado: Ventos de São Cleófas Energias
Renováveis S. A. Decisão: Registrar o Requerimento de Outorga da EOL Ventos de São
Cleófas 01, localizada nos municípios de Pedra Lavrada, no estado da Paraíba, e Parelhas,
no estado do Rio Grande do Norte. A íntegra deste despacho consta dos autos e estará
disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.537, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Processos nos: listados no ANEXO I. Interessado: Aurora Energia Ltda. Decisão: Alterar, a
pedido do interessado, os Despachos relacionados no ANEXO I, a fim de registrar as
alterações de coordenadas geográficas (latitude e longitude) e potências instaladas
constantes dos Despachos de Registro de Requerimento de Outorga – DROs das Centrais
Geradoras Fotovoltaicas – UFVs indicadas no ANEXO I, localizadas no Areia Branca, estado
do Rio Grande do Norte; bem como registrar as alterações de denominações das UFVs
relacionadas no ANEXO II. A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará disponível
em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.542, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo no
: 48500.007011/2019-24. Interessado: Elawan Eólica Barra I S.A. Decisão: alterar
o diâmetro e a altura do rotor dos aerogeradores referidos no Anexo I do Despacho nº
1.564, de 2 de junho de 2020, que registra o Recebimento do Requerimento de Outorga
(DRO) da EOL Barra I, cadastrada sob o CEG nº EOL.CV.MG.037002-9.01. A íntegra deste
Despacho consta dos autos e estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHOS DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Nº 3.545. Processo nº: 48500.005059/2020-31. Interessado: GTW Geração e Serviços Ltda.
Decisão: Enquadrar como cogeração qualificada o projeto da Usina Termelétrica PCT
Morumbi 1, com 200 kW de Potência Instalada.
Nº 3.546. Processo nº: 48500.005060/2020-66. Interessado: GTW Geração e Serviços Ltda.
Decisão: Enquadrar como cogeração qualificada o projeto da Usina Termelétrica PCT
Morumbi 2, com 200 kW de Potência Instalada.
Nº 3.547. Processo nº: 48500.005061/2020-19. Interessado: GTW Geração e Serviços Ltda.
Decisão: Enquadrar como cogeração qualificada o projeto da Usina Termelétrica PCT
Morumbi 3, com 200 kW de Potência Instalada.
Nº 3.548. Processo nº: 48500.005062/2020-55. Interessado: GTW Geração e Serviços Ltda.
Decisão: Enquadrar como cogeração qualificada o projeto da Usina Termelétrica PCT
Morumbi 4, com 200 kW de Potência Instalada.
A íntegra destes Despachos consta dos autos e estará disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.551, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Processos nos 48500.004973/2020-65 e nº 48500.004974/2020-18. Interessado: Ventos de
São Cleófas Energias Renováveis S. A. Decisão: Registrar o Requerimento de Outorga da
EOL Ventos de São Cleófas 10 e EOL Ventos de São Cleófas 11, localizadas nos municípios
de Frei Martinho e Picuí, no estado da Paraíba, e Carnaúba dos Dantas, no estado do Rio
Grande do Norte. A íntegra deste despacho consta dos autos e estará disponível em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHO N° 3.560, DE 16 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº 48500.003601/2019-88. Interessados: Serra do Fogo Energética S.A. Decisão:
Liberar a unidade geradora para início da operação comercial a partir de 17 de dezembro
de 2020. Usina: EOL Serra do Fogo. Unidade Geradora: UG9 de 3.465 kW. Localização:
Município de Sento Sé, estado da Bahia. A íntegra deste Despacho consta dos autos e
estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
Superintendente
DESPACHOS DE 16 DE DEZEMBRO DE 2020
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação em teste a
partir de 17 de dezembro de 2020.
Nº 3.561. Processo nº 48500.002737/2018-90. Interessados: Enel Green Power Ventos de
Santa Ângela 21 S.A. Usina: EOL Ventos de Santa Ângela 21. Unidade Geradora: UG1 a UG9
de 3.000 kW cada, totalizando 27.000 kW de capacidade instalada. Localização: Município
de Queimada Nova, estado do Piauí ia.
Nº 3.562. Processo nº 48500.002738/2018-34. Interessados: Enel Green Power Ventos de
Santa Ângela 20 S.A. Usina: EOL Ventos de Santa Ângela 20. Unidades Geradoras: UG1 a
UG10, de 3.000 kW cada, totalizando 30.000 kW de capacidade instalada. Localização:
Município de Lagoa do Barro do Piauí, estado do Piauí.
Nº 3.563. Processo nº 48500.000557/2019-54. Interessados: Parque Eólico Ventos de São
Januário 11 S.A. Usina: EOL Ventos de São Januário 11. Unidades Geradoras: UG1 a UG4,
de 4.200 kW cada, totalizando 16.800 kW de capacidade instalada. Localização: Município
de Campo Formoso, estado da Bahia.
Nº 3.564. Processo nº 48500.000641/2020-10. Interessados: CLWP Eólica Parque IX S.A.
Usina: EOL Campo Largo IX. Unidade Geradora: UG3 de 4.200 kW. Localização: Município
de Umburanas, estado da Bahia.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA
DESPACHOS DE 14 DEZEMBRO DE 2020
Nº 3.517. Processo n. 48500.004352/2019-48. Interessados: Concessionárias de
transmissão, consumidores livres e autoprodutores e Eletrobrás. Decisão: Fixar os valores
das quotas referentes ao encargo da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, para o
mês de OUTUBRO de 2020. Prazo para recolhimento: até o dia 10 de JANEIRO de 2021.
Nº 3.518. Processo n. 48500.004668/2019-30. Interessados: Concessionárias de
transmissão, consumidores livres e autoprodutores e Eletrobrás. Decisão: Fixar os valores
das quotas de custeio referentes ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – Proinfa, para o mês de FEVEREIRO de 2021. Prazo para recolhimento: até
o dia 10 de JANEIRO de 2021.
A íntegra destes Despachos está juntada aos autos e estará disponível no
endereço eletrônico www.aneel.gov.br/biblioteca.
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS
DE TRANSMISSÃO
DESPACHO Nº 3.552, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO DA
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições que lhe foi
delegada pela Portaria nº 3.924, de 29 de março de 2016, e tendo em vista o que consta
do Processo no 48500.006263/2020-70, decide indeferir o pleito de Furnas Centrais
Elétricas S.A. – Furnas de não aplicação de Parcela Variável por Restrição Operativa – PVRO
devido à implantação de melhorias e reforços relacionados ao banco de
autotransformadores AT04 765/345 kV da SE Tijuco Preto.
LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ
DESPACHO Nº 3.553, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO DA
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições que lhe foi
delegada pela Portaria nº 3.924, de 29 de março de 2016, e tendo em vista o que consta
do Processo no 48500.006181/2020-20, decide indeferir o pleito da Sistema de Transmissão
Nordeste S.A. – STN de afastar a aplicação de Parcela Variável por Indisponibilidade – PVI
na FT LT 500 kV Tianguá III / Teresina II – C2 até a entrada em operação de reator reserva
na SE Tianguá III.
LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ