Diário Oficial da União – 01/08/2023

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Diário Oficial da União – Seção 1 nº145 – 01.08.2023

Ministério de Minas e Energia
SECRETARIA NACIONAL DE TRANSIÇÃO ENERGÉTICA E
P L A N E JA M E N T O
DESPACHO DECISÓRIO Nº 8/2023/SNTEP
O SECRETÁRIO NACIONAL DE TRANSIÇÃO ENERGÉTICA E PLANEJAMENTO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, em atendimento ao disposto no art. 5º-A, §2º, da Lei
nº 9.991, de 24 de julho de 2000, e tendo em vista o que consta no processo
48360.000299/2023-34 resolve:
Ratificar a deliberação do Grupo Coordenador de Conservação de Energia
Elétrica (GCCE) quanto à avaliação da Prestação de Contas do Quarto Plano Anual de
Aplicação de Recursos (PAR) 2022-2023 do Programa Nacional de Conservação de Energia
Elétrica (Procel) e aprovação do seu encaminhamento à Agência Nacional de Energia
Elétrica para realização de audiência pública. A referida Prestação de Contas foi avaliada
pelos membros do GCCE na reunião ocorrida no dia 4 de julho de 2023, por
videoconferência.
Encaminhar a Prestação de Contas do Quarto Plano Anual de Aplicação de
Recursos do Procel (PAR) 2022-2023 à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) para a
realização de audiência pública, nos termos do art. 5º-A, §2º, da Lei nº 9.991, de 24 de
julho de 2000.
Os textos completos do Relatório da Prestação de Contas do 4º PAR Procel
2022-2023 e do Relatório da Auditoria Externa Independente, cujos conteúdos
fundamentam esta Decisão, bem como a apresentação realizada pelo Departamento de
Informações, Estudos e Eficiência Energética (DIEE) na reunião ocorrida em 4 de julho de
2023 e a ata da referida reunião, estarão disponíveis no site do Ministério de Minas e
Energia, na seção “Conselhos e Comitês”, aba “CGEE”.
THIAGO VASCONCELLOS BARRAL FERREIRA
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 14.786, DE 25 DE JULHO DE 2023
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –
ANEEL, com base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº: 48500.003585/2023-18. Interessado: EDP Espírito Santo
Distribuição de Energia S.A., CNPJ nº 28.152.650/0001-71. Objeto: Declarar de
utilidade pública, para desapropriação, em favor da interessada, a área de terra
que perfaz uma superfície de 16.333,03 (dezesseis mil, trezentos e trinta e três
metros quadrados e três centímetros quadrados) metros quadrados, necessária
à implantação da Subestação 138/13,8 kV Soturno, e, para instituição de
servidão administrativa, a área de terra com 1.410,12 (mil, quatrocentos e dez
metros quadrados e doze centímetros quadrados) metros quadrados, necessária
à implantação do acesso à Subestação 138/13,8 kV Soturno, localizada no
município de Cachoeiro de Itapemirim, estado do Espírito Santo. A íntegra
desta Resolução consta dos autos e encontra-se disponível no endereço
eletrônico http://biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.067, DE 18 DE JULHO DE 2023
Altera a Resolução Normativa nº 1.029, de 25 de
julho de 2022, que consolida os procedimentos e
condições para obtenção e manutenção da situação
operacional e definição de potência instalada e
líquida de empreendimento de geração de energia
elétrica.
O DIRETOR-GERAL SUBSTITUTO DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, conforme a Portaria nº 155, de 16 de maio de 2023, no uso de suas atribuições
regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no art.
29, inciso I, da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, nos arts. 2º, 12 e 13 da Lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996, no art. 4º, inciso IV, Anexo I, do Decreto nº 2.335,
de 6 de outubro de 1997, no Decreto nº 2.410, de 28 de novembro de 1997, e no que
consta do Processo nº 48500.005662/2012-11, resolve:
Art. 1º Alterar o Capítulo II, da Resolução Normativa nº 1.029, de 25 de julho
de 2022, a partir de 24 (vinte e quatro) meses da publicação da presente resolução, que
passa a vigorar com a seguinte redação e acrescida dos arts. 10-A a 10-F:
“Capítulo II
DOS PROCEDIMENTOS E DAS CONDIÇÕES PARA A LIBERAÇÃO PARA OPERAÇÃO
EM TESTE E COMERCIAL
Art. 3º Os procedimentos para declaração de operação em teste e comercial
se darão de forma colaborativa com atuação direta do agente solicitante, do Operador
Nacional do sistema Elétrico – ONS, da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
CCEE, das concessionárias ou permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica e da
ANEEL, em sistema computacional mantido pelo ONS.
Art. 4º A declaração de operação em teste ou comercial será feita pelo ONS
a cada unidade geradora ou conjunto de unidades geradoras agregadas no ponto de
conexão ou supervisão e controle, conforme definido nos Procedimentos de Rede.
§ 1º A solicitação de operação em teste e comercial também deverá ser realizada:
I – para cada unidade geradora nova ou que venha a ter alteração do
combustível principal, no caso de centrais geradoras termelétricas;
II – no caso de ampliação de central geradora existente ou de inclusão de nova
central geradora beneficiária da sistemática de reembolso dos custos de geração pela
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;
III – por centrais geradoras que já se encontram liberadas para operação comercial
e que venham iniciar a contabilização da sua energia no âmbito da CCEE ou a comercialização
direta com concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica.
§ 2º Os agentes detentores de registro que não tenham sua energia elétrica
contabilizada no âmbito da CCEE ou comprometida diretamente com concessionária ou
permissionária de distribuição de energia elétrica ficam dispensados de obter a liberação
em teste e comercial.
§ 3º Os agentes detentores de autorização que não tenham sua energia
elétrica contabilizada no âmbito da CCEE ou comprometida diretamente com
concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica ficam dispensados de
obter a liberação para operação em teste.
Seção I
Da operação em teste
Art. 5º Os agentes detentores de registro, autorização ou concessão de geração
deverão solicitar via sistema computacional, a liberação para o início da operação em teste.
§ 1º Para a liberação do início da operação em teste serão considerados pela ANEEL:
I – o atendimento às condições do registro, autorização ou do contrato de concessão;
II – o atendimento aos requisitos estabelecidos na Política Nacional de
Segurança de Barragens e na regulamentação própria do setor elétrico, no caso de usinas
hidroelétricas.
§ 2º Para a liberação do início da operação em teste serão considerados pelo ONS:
I – o atendimento aos requisitos previstos nos Procedimentos de Rede, quando aplicável;
II – a comprovação de garantia de suprimento do combustível principal, no
caso de usinas termelétricas movidas a combustível fóssil e com despacho
centralizado.
§ 3º Para a liberação do início da operação em teste serão considerados pelo
agente de distribuição em cujo sistema a central geradora estiver conectada, o
atendimento aos requisitos para operação em teste previstos nas Regras e Procedimentos
de Distribuição – PRODIST, exceto nos casos de inexistência de relacionamento com a
distribuidora.
§ 4º Poderão ser solicitados outros dados e informações correlatos, ou a
complementação daqueles já apresentados, para análise de trata este artigo, mediante
justificativa.
Art. 6º Para as usinas termelétricas movidas a combustível fóssil e com
despacho centralizado, as regras e procedimentos de comercialização deverão prever a
imposição de multa pela indisponibilidade de geração de energia elétrica decorrente da
falta de combustível.
§ 1º A multa referida no caput será calculada mensalmente, de acordo com a
seguinte fórmula:
I – para as usinas termelétricas movidas a combustíveis líquidos:
VSm = 0 se 0 < indm < 10%
= 10% x CVU x ENSm se indm ³ 10%
II – para as demais:
VSm = 0 se 0 < indm < 10%
= (0,75 x indm – 0,075) x CVU x ENSm se 10% £ indm < 50%
= 30% x CVU x ENSm se indm ³ 50%
Onde:
VSm = Valor da Sanção, no mês m, expressa em R$.
indm = Soma das indisponibilidades totais ou parciais da usina termelétrica, em
decorrência da falha no suprimento de combustível, conforme apuração do ONS, no mês
m, expressa em %.
CVU = Custo Variável Unitário da usina termelétrica, no mês m, expresso em
R$/MWh, constante no CCEAR – Contrato de Compra de Energia em Ambiente Regulado
ou, inexistindo CCEAR, conforme valor aprovado pela ANEEL.
ENSm = Energia Não Suprida, em decorrência da falha no suprimento de
combustível, conforme apuração do ONS, no mês m, expressa em MWh.
§ 2º Caso a falha de suprimento de combustível transcorra dentro de dois ou
mais meses, todo o período relativo a essa falha deve ser considerado no cálculo do VSm
do mês de término da interrupção do fornecimento de combustível.
§ 3º A usina termelétrica deverá declarar ao ONS falha no fornecimento de
combustível mesmo que haja aproveitamento da ausência de combustível para realização
de manutenções na usina.
§ 4º Caso seja apurado pelo ONS falha de suprimento de combustível no
mesmo período de uma manutenção programada na usina, a ENSm deve ser valorada
considerando a potência instalada indisponível.
§ 5º A CCEE deverá aplicar a multa referida no caput a usinas com ou sem
contrato de suprimento de combustível firmado, exceto nas seguintes condições:
I – usinas movidas a carvão mineral beneficiárias da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE;
II – usinas com contratos de suprimento de combustível firmado antes de
2006, não aditado e vigente na data de publicação desta resolução; e
III – usinas com manutenção programada deferida pelo ONS e em andamento,
durante o período em que o seu CVU for superior ao Custo Marginal da Operação (CMO)
ou durante o período em que a usina não esteja elegível para o despacho fora da ordem
de mérito, conforme decisão previamente estabelecida pelo Comitê de Monitoramento do
Setor Elétrico (CMSE).
§ 6º As usinas que se enquadram no critério descrito no inciso II do § 5º
devem encaminhar à ANEEL, para fins de registro, em até 30 dias após a publicação desta
resolução, o seu contrato de suprimento de combustível.
§ 7º O índice indm deve ser apurado mensalmente pelo ONS independentemente
do enquadramento de usinas no critério descrito no inciso III do § 5º.
§ 8º A multa deverá ter o seu valor revertido pela CCEE em favor da
modicidade tarifária, por meio de desconto no Encargo de Serviço de Sistema.
§ 9º Caberá ao gerador negociar a cláusula de penalidade por falha no
suprimento de combustível diretamente com o(s) seu(s) fornecedor(es).
Art. 7º O ato de declaração de operação em teste deve ser emitido ou negado,
com respectivas justificativas, em até 10 (dez) dias após a solicitação do agente de geração.
Seção II
Da operação comercial
Art. 8º Os agentes detentores de registro, autorização ou concessão de
geração deverão solicitar via sistema computacional, a liberação para o início da operação
comercial após a conclusão da operação em teste.
§ 1º Para a liberação do início da operação comercial serão considerados pela ANEEL:
I – o atendimento às condições do registro, autorização ou do contrato de concessão;
II – o atendimento aos requisitos estabelecidos na Política Nacional de Segurança de
Barragens e na regulamentação própria do setor elétrico, no caso de usinas hidroelétricas.
§ 2º Para a liberação do início da operação comercial serão considerados pelo ONS:
I – o atendimento aos requisitos previstos nos Procedimentos de Rede, quando aplicável;
II – a capacidade de escoamento da potência instalada total ou máxima que
será incrementada ao sistema com a inserção de cada unidade geradora, exceto nos
casos em que foi declarada inexistência de relacionamento com o ONS;
III – as informações com relação ao histórico acumulado de geração durante o
período de testes, exceto nos casos em que foi declarada inexistência de relacionamento
com o ONS.
IV – a apresentação da Licença de Operação emitida por órgão ambiental
competente.
§ 3º Para a liberação do início da operação comercial serão considerados pela CCEE:
I – a comprovação de plena operação do Sistema de Coleta de Dados – SCD e
do Sistema de Medição e Faturamento – SMF junto à CCEE;
II – a declaração de adimplemento ou inexistência de relacionamento com a CCEE; e
III – o Contrato de Comercialização Varejista, no caso de agente representado
por comercializadora;
§ 4º Para a liberação do início da operação comercial serão considerados pelo
agente de distribuição cujo sistema a central geradora estiver conectada:
I – o atendimento aos requisitos para operação comercial previstos nas Regras
e Procedimentos de Distribuição – PRODIST;
II – a capacidade de escoamento da potência instalada total ou máxima que
será incrementada ao sistema com a inserção de cada unidade geradora, exceto nos
casos em que foi declarada inexistência de relacionamento com a distribuidora;
III – as informações com relação ao histórico acumulado de geração durante o
período de testes, exceto nos casos em que foi declarada inexistência de relacionamento
com a distribuidora;
§ 5º Os agentes detentores de autorização que não tenham sua energia
elétrica contabilizada no âmbito da CCEE ou comprometida diretamente com
concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica ficam obrigados ao
atendimento exclusivamente do previsto nos incisos I e II do § 1º, nos incisos III e IV do
§ 2º e no inciso III do §4º descritos acima.
§ 6º Poderão ser solicitados outros dados e informações correlatos, ou a
complementação daqueles já apresentados, para análise de trata este artigo, mediante
justificativa.
Art. 9º O ONS poderá conceder liberação para operação comercial da unidade
geradora com limitação de potência, nos casos em que haja restrições de equipamentos
associados à geração de energia elétrica que impeça sua operação à plena carga.
Parágrafo único. Nesse caso, a garantia física correspondente à unidade
geradora deverá ser proporcional à potência liberada, conforme regras e procedimentos
de comercialização.
Art. 10 Poderá ser concedida pelo ONS, por prazo não inferior a 1 (um) ano,
liberação para operação comercial por tempo determinado, nos casos em que seja
encaminhada declaração de atendimento provisório ou conste prazo para perda de
eficácia do requisito estabelecido no inciso II do § 2º do art. 5, relativo à comprovação
de garantia de suprimento do combustível principal, no caso de usinas termelétricas
movidas a combustível fóssil e com despacho centralizado.
Art. 10-A. O ato de declaração de operação comercial deve ser emitido ou
negado, com respectivas justificativas em até 10 (dez) dias após a solicitação do agente
de geração.
Parágrafo único. Poderá ser declarada a operação comercial com pendências
não impeditivas de atendimento aos procedimentos de rede, as quais serão registradas
em sistema computacional mantido pelo ONS, conforme definições e condições
estabelecidas nos Procedimentos de Rede.
Seção III
Das disposições gerais
Art. 10-B. O agente de distribuição deve emitir em até 10 (dez) dias após a
solicitação do agente de geração, via sistema computacional, as análises previstas no § 3º
do art. 5º e § 4º do art. 8º, ou formalizar a impossibilidade de sua emissão.
Parágrafo único. A formalização quanto à impossibilidade de emissão prevista
no caput deverá conter o detalhamento dos motivos, podendo o agente de geração
solicitar, via sistema computacional, a análise da ANEEL quanto aos motivos indicados
pelo agente de distribuição.
Art. 10-C. O ONS poderá autorizar a antecipação da energização de equipamentos
do sistema de transmissão de interesse restrito sem a sincronização de unidade geradora
conforme definições e condições estabelecidas nos Procedimentos de Rede.
Art. 10-D. O ONS poderá autorizar a operação de unidades geradoras de
contingência destinadas à operação em substituição à unidade principal, conforme
definições e condições estabelecidas nos Procedimentos de Rede.
Art. 10-E. O ONS poderá cassar a declaração de situação operacional de
central geradora quando constatado o não atendimento aos requisitos e prazos dos
Procedimentos de Rede.
Art. 10-F. A ANEEL poderá suspender ou cassar a situação operacional
declarada pelo ONS.” (NR)
Art. 2º No prazo de 180 (cento e oitenta) dias, o ONS e a CCEE deverão
encaminhar à ANEEL os Procedimentos de Rede e as Regras e Procedimentos de
Comercialização para refletir o disposto nesta Resolução.
Art. 3º No prazo de 24 (vinte e quatro) meses, o ONS deverá colocar em
produção o sistema computacional citado na presente Resolução Normativa.
Art. 4º Ficam revogados o inciso I do art. 2º, o art. 11, o art. 12, o art. 13 e
o Anexo II da Resolução Normativa nº 1.029, de 25 de julho de 2022.
Art. 5º Esta Resolução entra em vigor em 1º de agosto de 2023
HÉLVIO NEVES GUERRA
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.068, DE 25 DE JULHO DE 2023
Altera a Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020, os Módulos 1 e 5 das Regras
de Transmissão e os Submódulos 7.1 (Responsabilidades e Procedimental) e 8.1
(Procedimental) dos Procedimentos de Rede, de modo a refletir a decisão da diretoria
publicada no Despacho nº 2.382, de 30 de agosto de 2022.
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 no inciso XIX do art. 3º da Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, no parágrafo único do art.
2º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, o que consta do Processo nº 48500.001662/2022-14, resolve:
Art. 1º Alterar a ementa da Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Estabelece os requisitos e procedimentos necessários à obtenção de outorga de autorização e alteração da capacidade instalada de centrais geradoras Eólicas,
Fotovoltaicas, Termelétricas, Híbridas e outras fontes alternativas, bem como à associação de centrais geradoras que contemplem essas tecnologias de geração, e à comunicação
de implantação de centrais geradoras com capacidade instalada reduzida.” (NR)
Art. 2º Alterar o art. 1º da Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art. 1º Estabelecer os requisitos e procedimentos necessários à obtenção de outorga de autorização para exploração de centrais geradoras Eólicas, Fotovoltaicas,
Termelétricas, Híbridas e outras fontes alternativas, com potência superior a 5.000 kW, e alteração da capacidade instalada, bem como à associação de centrais geradoras que
contemplem essas tecnologias de geração e à comunicação de implantação de centrais geradoras com capacidade instalada reduzida.” (NR)
Art. 3º Incluir o parágrafo 5º no art. 11 da Resolução Normativa nº 876, de 10 de março de 2020, conforme a seguinte redação:
“Art. 11………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..
§ 5º O requerimento de associação de centrais geradoras deverá ser realizado diretamente ao ONS, sendo ela efetivada quando da assinatura do CUST, no termos
estabelecidos nas Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, a partir de 6 meses, contado da data de publicação deste parágrafo.
…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. ”
Art. 4º Aprovar a revisão do Módulo 1 – Glossário das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, disposto no Anexo I da Resolução Normativa nº 905, de
8 de dezembro de 2020.
Art. 5º Aprovar a revisão do Módulo 5 – Acesso ao Sistema das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, disposto no Anexo V da Resolução Normativa
ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020.
Art. 6º Aprovar a revisão 2023.07 dos documentos dos Submódulos 7.1 e 8.1 dos Procedimentos de Rede, conforme documentação constante nos autos e do sítio do
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
Art. 7º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá ajustar o Sistema de Acesso – SGAcesso no prazo de até 6 (seis) meses, contado da data de publicação
desta Resolução.
Art. 8º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
ANEXO
Submódulo 7.1
Acesso às instalações de transmissão
1.objetivo
1.1. Estabelecer os produtos, as responsabilidades, os prazos e as etapas dos processos relativos:
(a) à solicitação de acesso às instalações sob responsabilidade de transmissora, que abrange a conexão na Rede Básica, nas Demais Instalações de Transmissão (DIT), nas
instalações de transmissão de interesse exclusivo de centrais de geração para conexão compartilhada (ICG) ou nas instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a
interligações internacionais conectadas à Rede Básica;
(b) ao esclarecimento ao acessante quanto aos requisitos regulatórios e técnicos para a sua conexão às instalações sob responsabilidade de transmissora;
(c) à solicitação ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS da Informação de Acesso, para fins de obtenção ou alteração de outorga de autorização de centrais
geradoras;
(d) à solicitação ao ONS de Documento Equivalente de Acesso de central geradora às instalações sob responsabilidade de transmissora, para fins de cadastramento e
habilitação em leilões de energia em ambiente regulado;
(e) à emissão pelo ONS de Parecer Técnico, mediante solicitação de distribuidora, acerca de impactos do acesso requerido no sistema de distribuição sobre o sistema
de transmissão para emissão Orçamento Estimado ou de Conexão pela distribuidora; e
(f) análise de pedidos para associação de centrais geradoras nos termos estabelecidos na regulamentação [8].
2. PRODUTOS
2.1. Informação de Acesso
2.1.1. Consolida a avaliação preliminar de viabilidade sistêmica de acesso pretendido por agente gerador, em consonância com o disposto na regulação [2][3], para os
casos de obtenção ou de alteração de outorga de autorização para exploração de central geradora com conexão às instalações sob responsabilidade de transmissora e com entrada
em operação prevista para ocorrer em prazo inferior ou igual ao horizonte de planejamento do ONS.
2.2. Documento Equivalente de Acesso
2.2.1. Apresenta a avaliação preliminar de viabilidade sistêmica da conexão individual de central geradora às instalações sob responsabilidade de transmissora, para fins
de cadastramento de empreendimento de geração, com vistas à habilitação técnica pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE para participação em um determinado leilão de compra
de energia elétrica em ambiente regulado, na hipótese em que a entrada em operação do empreendimento de geração ocorrer em prazo inferior ou igual ao horizonte de
planejamento do ONS.
2.3. Parecer Técnico dos Impactos do Acesso à Distribuição sobre o Sistema de Transmissão
2.3.1. Apresenta as informações acerca de impactos do acesso requerido ao sistema de distribuição sobre o sistema de transmissão, inclusive se há necessidade de obras
no sistema de transmissão, com a finalidade de subsidiar a emissão de Informação de Orçamento Estimado ou Orçamento de Conexão pela distribuidora quando da conexão às
suas instalações, em consonância com o disposto na regulação [9].
2.4. Parecer de Acesso
2.4.1. Consolida as avaliações de aspectos regulatórios e de viabilidade sistêmica dos acessos solicitados às instalações sob responsabilidade de transmissora, definindo
as condições de acesso, em consonância com a regulação [4][5][6][7][9], e é parte integrante do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) e/ou do Contrato de Uso do
Sistema de Distribuição (CUSD). A principal finalidade do parecer é analisar a capacidade disponível do sistema de transmissão para atender o acessante, assim como avaliar os
impactos da nova conexão sobre o sistema de transmissão, mantendo o atendimento aos demais agentes dentro dos requisitos de segurança, qualidade e confiabilidade, definidos
nos Procedimentos de Rede, além de antecipar questões relevantes de natureza operativa ou aspectos que afetem a qualidade do serviço oferecido por meio por meio das
instalações sob responsabilidade de transmissora, quando o caso assim o exigir.
3. RESPONSABILIDADES
3.1. Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS
(a) Realizar as análises de caráter sistêmico para avaliar os reflexos das diversas solicitações de acesso no desempenho das instalações de transmissão.
(b) Fornecer ao acessante informações sobre o sistema elétrico e informar as etapas do processo de acesso.
(c) Informar ao acessante sobre a necessidade da realização dos estudos específicos de qualidade de energia elétrica para etapa de solicitação de acesso, caso haja em
sua instalação equipamentos com características não lineares que possam comprometer o desempenho das instalações de transmissão.
(d) Emitir Informação de Acesso, mediante solicitação de agente autorizado ou de detentor de Despacho de recebimento do requerimento de outorga de autorização ou
de Despacho de aprovação do projeto básico ou Despacho de Registro da Adequação do Sumário Executivo, ou de Despacho de Requerimento de Registro de Intenção à Outorga
de Autorização.
(e) Emitir Documento Equivalente de Acesso, mediante solicitação do empreendedor.
(f) Emitir Parecer Técnico dos Impactos do Acesso à Distribuição sobre o Sistema de Transmissão, mediante solicitação de distribuidora.
(g) Coordenar o processo de acesso às instalações sob responsabilidade de transmissora.
(h) Analisar os pedidos de associação de centrais geradoras nos termos estabelecidos na regulamentação [8].
(i) Emitir Parecer de Acesso para uso do sistema de transmissão.
(j) Emitir Parecer de Acesso para centrais geradoras outorgadas ainda que as características técnicas da central geradora e/ou do respectivo sistema de transmissão de
interesse restrito informadas na solicitação de acesso não estejam em acordo com a outorga vigente da central geradora, em consonância com o disposto na regulamentação
[6].
(k) Avaliar se o requisito de compartilhamento físico da infraestrutura de conexão ao sistema de transmissão entre as centrais geradoras associadas está sendo cumprido
conforme determina a regulamentação [8], sendo o cumprimento deste requisito necessário para a emissão do Parecer de Acesso das centrais geradoras associadas.
3.2. Agentes de geração e titulares de registro de centrais geradoras de capacidade reduzida
(a) Realizar e apresentar ao ONS os estudos de integração do seu empreendimento às instalações sob responsabilidade de transmissora, considerando o ponto e a forma
de conexão indicados na sua solicitação de acesso.
(b) Solicitar ao ONS Informação de Acesso.
(c) Solicitar ao ONS o Acesso às instalações sob responsabilidade de transmissora, contendo os estudos e informações necessários para a solicitação de acesso.
(d) Identificar, no caso de centrais geradoras associadas ou híbridas, sua faixa de potência e declarar o MUST pretendido na sua solicitação de acesso ao sistema de
transmissão, que deve ser único e estar dentro dos limites estabelecidos pela respectiva faixa de potência subtraídas as parcelas correspondentes às cargas próprias de cada
tecnologia de geração, conforme estabelecido na regulamentação [8].
(e) Indicar, no caso de centrais geradoras associadas com CNPJ distintos, o representante legal único, conforme estabelecido na regulamentação [8].
(f) Providenciar e enviar ao ONS os estudos de qualidade de energia elétrica, caso em suas instalações haja equipamentos com características elétricas não-lineares ou
quando solicitado pelo ONS.
(g) Implementar as recomendações definidas no Parecer de Acesso.
(h) Arcar com os riscos decorrentes de solicitação de acesso em desacordo com a outorga de autorização vigente, em consonância com o disposto na regulamentação
[6].
3.3. Consumidores ou agentes de importação/exportação autorizados
(a) Realizar e apresentar ao ONS os estudos de integração do seu empreendimento às instalações sob responsabilidade de transmissora, considerando o ponto e a forma
de conexão indicados na sua solicitação de acesso.
(b) Solicitar ao ONS o Acesso às instalações sob responsabilidade de transmissora, contendo os estudos e informações necessários para a solicitação de acesso.
(c) Providenciar e enviar ao ONS os estudos de qualidade de energia elétrica, caso em suas instalações haja equipamentos com características elétricas não-lineares ou
quando solicitado pelo ONS.
(d) Implementar as recomendações definidas no Parecer de Acesso.
3.4. Agentes de distribuição
(a) Solicitar o Parecer Técnico dos Impactos do Acesso à Distribuição sobre o Sistema de Transmissão ao ONS para os casos em que (i) as análises realizadas pela
distribuidora indicarem a existência de impactos no sistema de transmissão, (ii) se tratar de acesso à Rede Complementar e/ou (iii) se tratar de acesso de central geradora com
possibilidade de serem classificadas nas modalidades de operação Tipo I ou Tipo II-A, conforme Submódulo 7.2 – Classificação da modalidade de operação de usinas.
e) As DISTRIBUIDORAS poderão reduzir o MUST de forma não onerosa em valor
superior a 10% (dez por cento) nos casos de migração de UNIDADES CONSUMIDORAS do
sistema de distribuição para o de transmissão de acordo com o Decreto nº 5.597, de
2005.
4.7.3 As reduções de MUST contratado não se aplicam ao ciclo tarifário da
transmissão vigente no momento da solicitação.
a) Fica permitida a realocação de MUST, dentro do ciclo tarifário, entre
UNIDADES CONSUMIDORAS, AUTOPRODUTORES com carga maior que geração e
DISTRIBUIDORAS com CUST distintos contratados em um mesmo PONTO DE CONEXÃO.
4.7.4 Acordos bilaterais ou multilaterais para diferimento de EUST entre
USUÁRIOS e TRANSMISSORAS não serão considerados para avaliação do equilíbrio
econômico-financeiro das concessões de transmissão.
4.8 A antecipação da data de início de execução do CUST será aprovada
diretamente pelo ONS, desde que haja disponibilidade no SIN, mediante emissão de
PARECER DE ACESSO específico.
4.9 A data de início de execução do CUST em caráter permanente poderá ser
postergada mediante solicitação ao ONS até o dia 31 de março anterior ao ciclo tarifário
da data originalmente contratada, com cópia à ANEEL, desde que não tenha havido
investimentos na rede associados ao acesso solicitado.
4.9.1 É vedada a postergação para o CUST em execução na data de
solicitação.
4.9.2 A eventual postergação da data de contratação do uso do sistema de
transmissão que tenha sido antecipada observará o disposto neste item.
4.10 No mês de início de execução de cada ponto de contratação do CUST, os
EUST em caráter permanente serão devidos a partir do dia contratado.
Da Restrição de Uso do Sistema de Transmissão
4.11 Caso haja restrição ao MUST contratado causada por ATRASO NA
ENTRADA EM OPERAÇÃO das instalações sob responsabilidade de TRANSMISSORA
necessárias ao acesso do USUÁRIO, os EUST serão devidos em relação à CAPACIDADE
OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO disponível, conforme CONTRATO DE PRESTAÇÃO DE
SERVIÇO DE TRANSMISSÃO – CPST, não se aplicando este item quando da indisponibilidade
de INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO que já estejam integradas ao SIN.
Da Contratação de Uso do Sistema de Transmissão em Caráter Flexível
4.12 Caracteriza-se como contratação do uso do sistema de transmissão em
caráter flexível o uso de capacidade remanescente do sistema de transmissão por tempo
determinado.
4.12.1 O uso do sistema de transmissão em caráter flexível é aquele realizado
provisoriamente por DISTRIBUIDORAS para suprimento de montante adicional ao
contratado em caráter permanente.
4.13 A contratação do uso do sistema de transmissão em caráter flexível
deverá ser precedida de avaliação da capacidade remanescente no sistema de transmissão
em PARECER DE ACESSO, que deverá considerar para o período de contratação pretendido
os mesmos critérios e condições aplicáveis à contratação em caráter permanente, e
realizada da seguinte forma:
a) Com a assinatura de CUST em caráter flexível entre o ONS e
DISTRIBUIDORAS, por horário de contratação, considerando separadamente cada PONTO
DE CONEXÃO à REDE BÁSICA e vigência até no máximo o fim do ano civil de contratação,
devendo ser contratado simultaneamente à contratação em caráter permanente;
b) O MUST contratado em caráter flexível deve ser único para cada CUST, por
PONTO DE CONEXÃO e horário de contratação;
c) As TUST aplicáveis à contratação em caráter flexível para o horário de
ponta,TUSTP-flexivel, em R$/kW.mês, e fora de ponta, TUSTFP-flexivel, em R$/kW.mês, serão
estabelecidas a partir das TUST calculadas para os contratos em caráter permanente de
acordo com a Eq. 15 e a Eq. 16:
d) Os EUST referentes às contratações em caráter flexível, por DISTRIBUIDORAS,
serão devidos apenas nos dias em que ocorrer o uso, por horário de contratação, e sobre
o MUST total contratado em caráter flexível.
4.14 O CUST em caráter flexível poderá ser renovado mediante solicitação do
USUÁRIO, com emissão de novo PARECER DE ACESSO a cada renovação.
4.15 Fica vedada a contratação ou renovação de CUST em caráter flexível
quando necessária a implantação de AMPLIAÇÕES ou REFORÇOS nos sistemas de
transmissão ou de distribuição.
4.16 A contratação do uso do sistema de transmissão em caráter permanente
será priorizada em relação à contratação em caráter flexível, situação na qual o ONS
informará ao USUÁRIO que contratou em caráter flexível da rescisão do contrato com
antecedência mínima de 60 (sessenta) dias.
4.17 A contratação em caráter flexível por DISTRIBUIDORAS deve ocorrer
apenas para refletir contratos em caráter temporário e/ou de reserva de capacidade
celebrados entre as DISTRIBUIDORAS e seus USUÁRIOS quando estes USUÁRIOS estiverem
conectados de forma individual às DIT ou à REDE BÁSICA, mesmo que por meio de
instalações sob responsabilidade do próprio USUÁRIO ou da DISTRIBUIDORA e com
medição que permita ao ONS identificar o uso da capacidade utilizada em caráter flexível
pela DISTRIBUIDORA associado ao uso em caráter temporário e/ou de reserva de
capacidade pelo USUÁRIO.
4.17.1 Os CUST em caráter flexível só poderão ser executados quando forem
utilizados os contratos em caráter de reserva de capacidade ou temporário de USUÁRIOS
da DISTRIBUIDORA que motivaram a contratação de uso em caráter flexível.
4.17.2 Quando os MUST contratados em caráter flexível forem superiores
àqueles contratados em caráter permanente, a TUST flexível incidente será igual a 2 (duas)
vezes aquela aplicável ao PONTO DE CONEXÃO para o segmento consumo.
4.18 Os EUST relativos aos CUST celebrados em caráter flexível por
DISTRIBUIDORAS serão identificados à parte dos EUST referentes aos CUST celebrados em
caráter permanente e serão repassados às TUSD.
4.19 O processo de contratação do uso em caráter flexível deverá cumprir os
seguintes prazos:
a) Solicitação com antecedência mínima de 60 (sessenta) dias em relação à data
de início de uso pretendida, podendo ser reduzida a pedido do USUÁRIO e a critério do
ONS, e não superior a 180 (cento e oitenta) dias; e
b) Emissão de PARECER DE ACESSO em até 25 (vinte e cinco) dias, contados da
data de admissão da solicitação de acesso.
Da Eficiência da Contratação do Uso do Sistema de Transmissão
4.20 As DISTRIBUIDORAS terão a eficiência da contratação de uso do sistema de
transmissão apurada pelo ONS por horário de contratação e PONTO DE CONEXÃO, da
seguinte forma:
a) Mensalmente, quando houver ultrapassagem de demanda, caracterizada pela
medição de demanda máxima em valor superior a 110% (cento e dez por cento) do MUST
contratado em caráter permanente adicionado ao MUST contratado em caráter flexível;
e
b) Anualmente, quando houver sobrecontratação de demanda, caracterizada
pela medição de demanda máxima anual em valor inferior a 90% (noventa por cento) do
maior MUST contratado em caráter permanente no ano civil.
4.21 Nos meses em que houver a ultrapassagem de demanda, o ONS apurará
a parcela de ineficiência por ultrapassagem da forma apresentada na Eq. 17, sendo o valor
verificado encaminhado pelo ONS até o 16º dia útil do mês subsequente ao da ocorrência
à DISTRIBUIDORA para contestação em um prazo de 10 (dez) dias úteis.
4.23 Nos primeiros 30 (trinta) dias a partir da realocação de MUST entre PONTOS
DE CONEXÃO novos ou existentes, não se aplica a parcela de ineficiência por ultrapassagem no
PONTO DE CONEXÃO cujo MUST tenha sido reduzido.
4.24 Os MUST contratados em mais de um PONTO DE CONEXÃO com a finalidade
de garantir confiabilidade ao atendimento dos USUÁRIOS não estão sujeitos a aplicação da
parcela de ineficiência por sobrecontratação, devendo o ONS informar em relatório anual os
PONTOS DE CONEXÃO compreendidos neste dispositivo.
4.25 Não será aplicada a parcela de ineficiência por sobrecontratação, quando a
sobrecontratação for ocasionada por efeitos das condições operativas estabelecidas pelo ONS.
4.26 O novo PONTO DE CONEXÃO contratado pela DISTRIBUIDORA terá a parcela
de ineficiência por sobrecontratação avaliada a partir do ano civil subsequente à data de início
de contratação do MUST.
4.27 Os valores pagos a título de parcela de ineficiência por ultrapassagem e de
parcela de ineficiência por sobrecontratação pelas DISTRIBUIDORAS serão identificados à parte
dos EUST, não serão repassados às TUSD e serão destinados à modicidade da TUST-RB e da
TUST-FR.
5 DESCONEXÃO E DESATIVAÇÃO
5.1 O CCT deverá dispor que a desconexão antes do término do prazo contratual
determinará a quitação, pelo ACESSANTE, de todas as obrigações previstas no contrato,
inclusive o ressarcimento relativos à conexão, descontada a depreciação/amortização contábil,
bem como dos respectivos custos de desmobilização/desativação.
5.2 O acessante pode requerer a desconexão permanente de seus equipamentos
conectados às instalações sob responsabilidade de transmissora, solicitando ao ONS e ao
agente de transmissão acessado a desativação da conexão.
5.2.1 Caso o acessante preste serviço ancilar, a interrupção desse serviço só ocorre
após o ONS ter providenciado outro fornecedor para o serviço, de acordo com o Contrato de
Prestação de Serviços Ancilares (CPSA), mediante prazo acordado entre as partes.
5.2.2 A desconexão fica condicionada à implantação de ampliações, reforços e/ou
melhorias, quando necessárias, no sistema elétrico para preservar os seus padrões de
qualidade e desempenho.
5.2.3 O acessante arca com todos os custos e penalidades relacionados às
atividades necessárias à desconexão.
5.2.4 Outros custos, multas ou penalidades devem ser previstos em cláusulas
contratuais.
5.3 O ONS define, em comum acordo com o acessante e o agente de transmissão
acessado, o cronograma de desconexão.
5.4 Em caso de reconexão, o acessante deve apresentar nova solicitação de
acesso.
6 REFERÊNCIAS
Decreto 5.597, de 28 de novembro de 2005.
Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010.
Resolução Normativa nº 916, de 23 de fevereiro de 2021.
7 ANEXO
DESPACHO Nº 2.484, DE 25 DE JULHO DE 2023
Processo nº: 48500.002010/2015-60. Interessado: Petróleo Brasileiro S.A. –
Petrobras. Decisão: (i) conhecer e, no mérito, dar provimento parcial à solicitação da Petróleo
Brasileiro S.A. – Petrobras, inscrita no CNPJ sob o nº 33.000.167/0001-01, para aprovação do
Custo Variável Unitário – CVU da Usina Termelétrica – UTE Nova Piratininga, Código Único de
Empreendimentos de Geração – CEG nº UTE.GN.SP.028191-3; (ii) determinar que a Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, a partir da publicação deste Despacho, (ii.a) efetue
a atualização mensal dos CVU da UTE Nova Piratininga para fins de contabilização da geração
verificada, adotando-se os valores da Tabela 1 e os parâmetros da Tabela 2, e (ii.b) informe os
valores mensalmente para o Operador Nacional do Sistema Elétrico, para utilização a partir da
primeira revisão semanal do Programa Mensal de Operação – PMO após a atualização provida
pela CCEE; e (iii) revogar os valores de CVU constantes no Despacho nº 1.894, de 18/06/2014,
no que se refere à UTE Fernando Gasparian (denominação anterior da UTE Nova Piratininga) e
dos valores de CVU constantes no Despacho nº 3.115, de 04/10/2021, no que se refere à UTE
Nova Piratininga. A íntegra deste Despacho (e seus anexos) consta dos autos e estará disponível
em biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor Geral
DESPACHO Nº 2.495, DE 25 DE JULHO DE 2023
Processo nº: 48500.009348/2022-71. Interessado: Petróleo Brasileiro S.A. –
Petrobras, Decisão: (i) conhecer e, no mérito, dar provimento à solicitação da Petróleo
Brasileiro S.A. – Petrobras, inscrita no CNPJ sob o nº 33.000.167/0001-01, para aprovação
do Custo Variável Unitário – CVU da Usina Termelétrica – UTE Canoas, Código Único de
Empreendimentos de Geração (CEG): UTE.GN.RS.028038-0.01; (ii) determinar que a Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, a partir da publicação deste Despacho, (ii.a)
efetue a atualização mensal dos CVU da UTE Canoas para fins de contabilização da geração
verificada, adotando-se os valores da Tabela 1 e os parâmetros da Tabela 2, e (ii.b) informe
os valores mensalmente para o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, para
utilização a partir da primeira revisão semanal do Programa Mensal de Operação – PMO
após a atualização provida pela CCEE; e (iii) revogar o Despacho nº 799, de 28 de março
de 2023. A íntegra deste Despacho (e seus anexos) consta dos autos e estará disponível em
biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor Geral
DESPACHO Nº 2.496, DE 25 DE JULHO DE 2023
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 48500.000262/2023-64, decide conhecer e negar provimento ao
recurso interposto pela Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A., CNPJ n°
07.859.971/0001-30, contra o Despacho n° 324, de 19 de abril de 2023, que estabeleceu
parcelas adicionais de Receita Anual Permitida e respectivas parcelas de ajuste referentes
à operação e manutenção de instalações de transmissão recebidas pelo Contrato de
Concessão do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 87/2002.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 2.536, DE 25 DE JULHO DE 2023
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 dos
Processos nºs 48500.004657/2020-93, 48500.004655/2020-02, 48500.004654/2020-50,
48500.004652/2020-61, 48500.004651/2020-16, 48500.004653/2020-13,
48500.004650/2020-71, 48500.004649/2020-47, 48500.004647/2020-58,
48500.004656/2020-49, 48500.001883/2020-12, 48500.001882/2020-78,
48500.001881/2020-23, 48500.0t01880/2020-89, 48500.001879/2020-54,
48500.001878/2020-18, 48500.001877/2020-65, 48500.001876/2020-11,
48500.001875/2020-76, 48500.001874/2020-21, 48500.001873/2020-87,
48500.001872/2020-32, 48500.001871/2020-98, 48500.001870/2020-43,
48500.001869/2020-19, decide por: (i) conhecer e dar parcial provimento ao pedido de
reconsideração interposto pela Amazon Energy Ltda (CNPJ nº 00.213.998/0001-02), de modo a
reestabelecer as Resoluções Autorizativas nº 8.624, nº 8.625, nº 8.626, nº 8.627, nº 8.628, nº
8.629, nº 8.630, nº 8.631, nº 8.632, nº 8.633, nº 8.634, nº 8.635, nº 8.636, nº 8.637, nº 8.638,
nº 9.103, nº 9.104, nº 9.105, nº 9.106, nº 9.107, nº 9.108, nº 9.109, nº 9.110, nº 9.111 e nº
9.112, todas do ano de 2020, para implantação e exploração das UFVs Dourado 1 a 10 e UFVs
Surubim 1 a 15, com direito de postergação do prazo de implantação de todas as unidades
geradoras em 36 (trinte e seis) meses, a contar da data da publicação do ato; (ii) condicionar o
reestabelecimento das autorizações para implantação e exploração das UFVs Dourado 1 a 10 e
UFVs Surubim 1 a 15 à Requerente, que em até 45 (quarenta e cinco) dias contados a partir da
publicação do ato: (ii.a) efetuar o pagamento dos EUST referentes a dezembro de 2021 a
março de 2022 e da cobrança realizada a título de ressarcimento das transmissoras pelos
tributos recolhidos sobre encargos rescisórios; (ii.b) apresentar ao ONS a renúncia ao direito
sobre o qual se fundam ações judiciais, processos administrativos ou litígios arbitrais cujo
objeto trate de questionamento relacionado ao pagamento de EUST ou à postergação da data
de entrada em operação comercial não fundada em pedidos de reconhecimento de excludente
de responsabilidade; e (ii.c) apresentar à ANEEL todas as Licenças Ambientais de Instalação
com as validades renovadas; (iii) estabelecer como condição complementar para manutenção
do reestabelecimento das autorizações e para o afastamento dos encargos rescisórios dos
CUST que, em até 120 (cento e vinte) dias contados a partir da publicação do ato, a Requerente
apresente garantia de fiel cumprimento, com o valor de 5% (cinco por cento) do investimento,
DESPACHO Nº 2.506, DE 21 DE JULHO DE 2023
O DIRETOR DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
suas atribuições regimentais, tendo em vista o que consta do Processo nº
48500.002491/2020-71, decide não conhecer o Requerimento Administrativo interposto
pelas empresas Mantiqueira Transmissora de Energia S.A., inscrita no CNPJ nº
24.176.892/0001-44, e Argo IX Transmissão de Energia S.A., inscrita no CNPJ nº
23.776.376/0001-98, em face do Despacho nº 1.977 de 2023, que negou provimento ao
Pedido de Reconsideração em face do Resolução Autorizativa nº 8.926 de 2020, por estar
exaurida a análise da questão na esfera administrativa, nos termos do art. 43 do Anexo da
Resolução Normativa nº 273, de 10 de julho de 2007.
RICARDO LAVORATO TILI
DESPACHO Nº 2.507, DE 21 DE JULHO DE 2023
O DIRETOR DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
suas atribuições regimentais, tendo em vista o que consta do Processo nº
48500.001033/2023-00, decide declarar extinto o processo, sem julgamento de mérito, em
face da perda de objeto decorrente de fato superveniente, nos termos do art. 14 da
Resolução Normativa nº 273 de 2007.
RICARDO LAVORATO TILI
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES, PERMISSÕES
E AUTORIZAÇÕES DOS SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA
DESPACHO Nº 2.644, DE 28 DE JULHO DE 2023
Processo nº: 48500.004562/2021-51. Interessada: Copel Geração e Transmissão
S.A. Decisão: não conceder à empresa Copel Geração e Transmissão S.A. o Registro para a
elaboração da Revisão dos Estudos de Inventário do Rio Piquiri, no trecho da UHE
Comissário, entre o canal de fuga da PCH Novo Cantu e o remanso da UHE Apertados,
integrante da sub-bacia 64, no estado do Paraná. A íntegra deste Despacho consta dos
autos e encontra-se disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br.
THAIS BARBOSA COELHO
Superintendente Adjunta
DESPACHO Nº 2.645, DE 28 DE JULHO DE 2023
Processo no: 48500.001579/2023-18. Interessada: GAP3D Consultoria e Projetos
Ltda. Decisão: (i) conferir o Registro para a elaboração da Revisão dos Estudos de
Inventário Hidrelétrico do rio Preto, no trecho entre o canal de fuga da PCH Poço Fundo
e o remanso do reservatório da PCH Areal, integrante da sub-bacia 58, no estado do Rio
de Janeiro, CINV: INV.58.0039.01-5; e (ii) conferir o prazo de 540 (quinhentos e quarenta)
dias, contados da publicação deste Despacho, para a elaboração dos mencionados estudos.
A íntegra deste Despacho consta dos autos e encontra-se disponível em
biblioteca.aneel.gov.br.
THAIS BARBOSA COELHO
Superintendente Adjunta
estimado em R$ 4.000,00/kW (quatro mil reais por quilowatt instalado), com a ANEEL como
beneficiária, e vigente por, no mínimo, 60 (sessenta) dias após a entrada em operação
comercial da última unidade geradora; (iv) determinar ao ONS que, em até 10 (dez) dias
contados a partir da publicação do ato, emita os Avisos de Crédito (AVC) e de Débito (AVD)
referentes ao ressarcimento das transmissoras pela Requerente dos tributos (PIS/PASEP e
COFINS) recolhidos sobre encargos rescisórios do CUST; (v) determinar ao ONS que, em até 60
(sessenta) dias contados a partir da publicação do ato, ateste à ANEEL o cumprimento das
condicionantes (ii.a acima) e (ii.b acima); e (vi) determinar ao ONS que, na eventual celebração
de novos CUST para UFVs Dourado 1 a 10 e UFVs Surubim 1 a 15, determine o aporte de
garantias financeiras destinadas ao fiel cumprimento dos CUST no montante de 40 EUST,
asseguradas até a efetiva entrada em operação comercial do respectivo empreendimento.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
R E T I F I C AÇ ÃO
No Anexo II da íntegra do Despacho nº 2.176, de 3 de julho de 2023, publicado no DOU de 5 de julho de 2023, seção 1, p. 85, v. 161, n. 126, onde se lê:
. USINA Processo Ato de autorização Autorizado Localização C EG
. Oeste Seridó VI 48500.000281/2020-48 REA nº 10.993, de 18 de janeiro de 2022 Oeste Energia
Investimentos e
Participações S.A.
CNPJ 28.507.748/0001-02
Parelhas/ RN EO L . C V . R N . 0 4 7 1 6 3 – 1 . 0 1
. Oeste Seridó X 48500.000279/2020-79 REA nº 10.994, de 18 de janeiro de 2022 Oeste Energia Investimentos e Participações
S.A .
CNPJ 28.507.748/0001-02
Parelhas/ RN EO L . C V . R N . 0 4 7 1 6 4 – 0 . 0 1
. Oeste Seridó XII 48500.000277/2020-80 REA nº 10.995, de 18 de janeiro de 2022 Central Geradora Eólica Seridó XII S.A.
CNPJ 36.641.357/0001-04
Parelhas/ RN EO L . C V . R N . 0 4 7 1 6 0 – 7 . 0 1
Leia-se:
. USINA Processo Ato de autorização Autorizado Localização C EG
. Oeste Seridó VI 48500.000281/ 2020-48 REA nº 10.993, de 18 de janeiro de 2022 Central Geradora Eólica Seridó VI S.A.
CNPJ 25.216.818/0001-77
Parelhas/ RN EO L . C V . R N . 0 4 7 1 6 3 – 1 . 0 1
. Oeste Seridó X 48500.000279/ 2020-79 REA nº 10.994, de 18 de janeiro de 2022 Central Geradora Eólica Seridó X S.A.
CNPJ 36.641.948/0001-73
Parelhas/ RN EO L . C V . R N . 0 4 7 1 6 4 – 0 . 0 1
. Oeste Seridó XII 48500.000277/ 2020-80 REA nº 10.995, de 18 de janeiro de 2022 Central Geradora Eólica Seridó XII S.A.
CNPJ 36.641.357/0001-04
Parelhas/ RN EO L . C V . R N . 0 4 7 1 6 0 – 7 . 0 1
GERÊNCIA DE OUTORGAS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
DESPACHO Nº 2.657, DE 31 DE JULHO DE 2023
Processos nos 48500.004941/2014-11, 48500.004942/2014-66,
48500.004940/2014-77, 48500.004991/2014-07, 48500.004938/2014-06,
48500.004787/2017-21, 48500.004786/2017-86, 48500.004785/2017-31,
48500.005749/2022-52, 48500.005750/2022-87, 48500.005751/2022-21,
48500.005757/2022-07, 48500.005758/2022-43, 48500.005759/2022-98,
48500.005760/2022-12, 48500.005761/2022-67, 48500.005762/2022-10,
48500.005763/2022-56, 48500.005764/2022-09, 48500.005765/2022-45,
48500.005766/2022-90, 48500.005767/2022-34, 48500.005768/2022-89,
48500.005769/2022-23, 48500.005770/2022-58, 48500.005771/2022-01l,
48500.005772/2022-47, 48500.005773/2022-91, 48500.005774/2022-36,
48500.005775/2022-81, 48500.005776/2022-25, 48500.005777/2022-70,
48500.005778/2022-14, 48500.005779/2022-69, 48500.005780/2022-93,
48500.005781/2022-38, 48500.005782/2022-82, 48500.005783/2022-27,
48500.005784/2022-71, 48500.005785/2022-16. Interessado: Rialma Energia Eólica S.A,
inscrita no CNPJ nº 15.014.934/0001-50 Decisão: Registrar o Requerimento de Outorga da EOL
Sinfonia 01 a 40, localizadas no município de Pedro Avelino, no estado do Rio Grande do Norte.
A íntegra deste despacho consta dos autos e estará disponível em
http://biblioteca.aneel.gov.br
PAOLA BEMBOM GARCIA TORRES
Gerente
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO TÉCNICA DOS SERVIÇOS
DE ENERGIA ELÉTRICA
GERÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DA GERAÇÃO
DESPACHOS DE 31 DE JULHO DE 2023
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação a partir de
1º de agosto de 2023.
Nº 2.667 – Processo nº: 48500.006996/2013-85. Interessados: AJL – Agronegócio Josidith
LTDA. Modalidade: Operação em teste. Usina: UFV Josidith Leopoldo De Bulhoes.
Unidades Geradoras: UG1, de 750,00 kW. Localização: Município de Leopoldo de
Bulhões, no estado de Goiás.
Nº 2.668 – Processo nº: 48500.006092/2020-89. Interessados: Ventos de São Ricardo 03
Energias Renováveis S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Cajuina B14.
Unidades Geradoras: UG4, de 5.700,00 kW. Localização: Município de Lajes, no estado
do Rio Grande do Norte.
Nº 2.669 – Processo nº: 48500.006139/2021-95. Interessados: Enel Green Power Ventos
de São Roque 07 S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Ventos de São
Roque 07. Unidades Geradoras: UG6, de 5.700,00 kW. Localização: Município de Dom
Inocêncio, no estado do Piauí.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
https://biblioteca.aneel.gov.br.
RAFAEL ERVILHA CAETANO
Gerente
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
E DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA
DESPACHO Nº 2.647, DE 31 DE JULHO DE 2023
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO E DO MERCADO
DE ENERGIA ELÉTRICA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso da
atribuição delegada por meio da Portaria nº 6.824, de 04 de maio de 2023, e de acordo com o
que consta nos Processos nº 48500.005098/2018-14 e nº 48500.000148/2022-53, decide
determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que, nos termos da
Resolução Autorizativa nº 7.408, de 23 de outubro de 2018, efetue os seguintes pagamentos
em função da 16ª medição do contrato nº 460000.1081/2021: (i) R$ 1.582.584,33 (Um milhão,
quinhentos e oitenta e dois mil, quinhentos e oitenta e quatro reais e trinta e três centavos) é
devido à empresa ELECNOR do Brasil Ltda, CPNJ nº 30.455.661/0001-72; (ii) R$ 146.383,95
(cento e quarenta e seis mil, trezentos e oitenta e três reais e noventa e cinco centavos) é
devido à empresa Treetech Tecnologia LTDA., CPNJ nº 28.610.265/0002-01; (iii) R$ 60.123,65
(sessenta mil, cento e vinte e três reais e sessenta e cinco centavos) é devido à empresa
Furukawa Eletric LatAm S.A., CPNJ nº 51.775.690/0001-91; (iv) R$ 71.323,56 (setenta e um mil,
trezentos e vinte e três reais e cinquenta e seis centavos) é devido à empresa Marte Projetos
LTDA, CNPJ nº 03.015.875/0001-55; e (v) R$ R$ 201.283,66 (duzentos e um mil, duzentos e
oitenta e três reais e sessenta e seis centavos), à Amazonas Distribuidora de Energia S.A., CNPJ
02.341.467/0053-51.
ALESSANDRO D´AFONSECA CANTARINO
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS
DE TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
DESPACHO Nº 2.648, DE 31 DE JULHO DE 2023
Processo nº: 48500.000504/2015-18. Decisão: I – homologar, nos anexos I e II, a
Diferença Mensal de Receita – DMR apurada na aplicação da Tarifa Social de Energia Elétrica e
os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético a serem repassados às distribuidoras pela
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, e II – não homologar as competências do
anexo III. Período: junho de 2023 e residuais. A íntegra deste Despacho e seus anexos estarão
disponíveis em https://biblioteca.aneel.gov.br/.
CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR
Superintendente