Diário Oficial União – 10/05/2021

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Diário Oficial da União – Seção 1 nº0086 – 10.05.2021

Ministério de Minas e Energia
GABINETE DO MINISTRO
PORTARIA Nº 508, DE 6 DE MAIO DE 2021
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. 29 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, e o que consta do Processo nº
48500.003324/2020-47, resolve:
Art. 1º Extinguir a Concessão da Central Geradora Hidrelétrica, denominada CGH
Santa Luzia, cadastrada com o Código Único do Empreendimento de Geração – CEG:
CGH.PH.MG.027421-6.01, com 704 kW de Potência Instalada, localizada no Rio Piedade,
Município de Centralina, Estado de Minas Gerais, outorgada à Cemig Geração e Transmissão
S.A., inscrita no CNPJ sob o nº 06.981.176/0001-58, por meio do Decreto nº 77.235, de 25 de
fevereiro de 1976, sem reversão de bens.
Art. 2º A Extinção de que trata esta Portaria não implicará ônus de qualquer
natureza ao Poder Concedente ou à Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel.
Art. 3º Caberá à Aneel adotar as providências necessárias para o cumprimento das
obrigações remanescentes da Concessão da CGH Santa Luzia, objeto do Contrato de Concessão
nº 07/1997-DNAEE, de 10 de julho de 1997.
Art. 4º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
BENTO ALBUQUERQUE
PORTARIA Nº 509, DE 6 DE MAIO DE 2021
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. 1º da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, no art. 31, § 1º, da Lei nº
9.784, de 29 de janeiro de 1999, no art. 18 do Decreto nº 9.830, de 10 de junho de 2019,
e o que consta no Processo nº 48360.000038/2020-71, resolve:
Art. 1º A Portaria nº 499/GM/MME, de 18 de março de 2021, passa a vigorar
com as seguintes alterações:
“Art. 2º As contribuições dos interessados para o aprimoramento da proposta
de que trata o art. 1º serão recebidas pelo Ministério de Minas e Energia, por meio do
citado Portal, até o dia 18 de junho de 2021.
……………………………………………………………………………………………” (NR)
Art. 2º Esta Portaria entra em vigor e produz efeitos na data de sua
publicação.
BENTO ALBUQUERQUE
SECRETARIA DE GEOLOGIA, MINERAÇÃO E TRANSFORMAÇÃO
MINERAL
ATOS DE 6 DE MAIO DE 2021
FASE DE REQUERIMENTO DE CONCESSÃO DE LAVRA
Outorga de Concessão de Lavra. (Cód. 4.00)
Os processos serão remetidos à Agência Nacional de Mineração, para vista e
cópias.
48403.832853/2007 – Portaria Nº 167/SGM/MME – Mineração Caldense Ltda. –
Bauxita – Caldas e Poços de Caldas – Minas Gerais – 30,03 hectares.
48402.820890/2009 – Portaria Nº 168/SGM/MME – Estância de Água Mineral
Santa Fé Ltda. Epp – Água Mineral – Mairiporã – São Paulo – 36,35 hectares.
27203.830952/1987 – Portaria Nº 170/SGM/MME – Companhia Geral de Minas
– Bauxita – Caldas e Poços de Caldas – Minas Gerais – 18,91 hectares.
48403.833323/2008 – Portaria Nº 171/SGM/MME – Fvs Mineração Ltda. – Rocha
Potássica – Matutina, São Gotardo e Tiros – Minas Gerais – 1.536,42 hectares.
FASE DE CONCESSÃO DE LAVRA
Caducidade de Portaria. (Cód. 4.99)
O processo permanecerá nesta Secretaria durante o prazo recursal, para vista e
cópias.
27205.813369/1974 – Portaria nº 169/SGM/MME – Vale S. A. – Cassiterita – São
Félix do Xingu – Pará – 10.000 hectares.
FASE DE CONCESSÃO DE LAVRA
Retificação de Portaria. (Cód. 4.95)
O processo será remetido à Agência Nacional de Mineração, para vista e
cópias.
27203.004100/1967 – Portaria Nº 172/SGM/MME – Flapa Engenharia e
Mineração Ltda. – Minério de Ferro e Bauxita – Santa Bárbara – Minas Gerais – 65,55
hectares.
ALEXANDRE VIDIGAL DE OLIVEIRA
Secretário
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.895, DE 4 DE MAIO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.001608/2021-80. Interessada: Transmissora Acre SPE S.A.
Objeto: Declarar de utilidade pública, para desapropriação, em favor da Transmissora Acre
SPE S.A., a área de terra necessária à implantação da Subestação 230/69 kV Cruzeiro do
Sul, localizada no município de Cruzeiro do Sul, estado do Acre. A íntegra desta Resolução
e seu Anexo constam dos autos e estão disponíveis em
http://www.aneel.gov.br/biblioteca
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.899, DE 4 DE MAIO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.002235/2019-40. Interessado: Mineração Dardanelos Ltda.
Objeto: Alterar o item III do art. 3º da Resolução Autorizativa nº 8.158, de 3 de setembro
de 2019. A íntegra desta Resolução consta nos autos e estará disponível no endereço
eletrônico www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 9.901, DE 4 DE MAIO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.000123/2019-54. Interessada: Centrais Elétricas do Norte do
Brasil S.A. – Eletronorte. Objeto: Autoriza a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A.,
Contrato de Concessão nº 58/2001, a implantar reforço em instalação de transmissão sob
sua responsabilidade e estabelece os valores das correspondentes parcelas da Receita
Anual Permitida. A íntegra desta Resolução e seus Anexos consta dos autos e estará
disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 931, DE 27 DE ABRIL DE 2021
Aprovar a revisão dos Módulos 4 e 6 do PRODIST.
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 nos arts. 2º e 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e no art.
4º, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, e tendo em vista o processo
nº 48500.000523/2014-55, resolve:
Art. 1º Aprovar a Revisão 2 do Módulo 4 e a Revisão 15 do Módulo 6 do
PRODIST.
Art. 2º Os Módulos aprovados por esta Resolução encontram-se disponíveis no
endereço eletrônico www.aneel.gov.br/prodist.
Art. 3º O primeiro envio dos indicadores estabelecidos na forma dessa revisão,
deverá ser realizada a partir do período de referência de janeiro de 2022.
Art. 4º Esta Resolução entra em vigor em 1º de junho de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGADocumento 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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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 86, segunda-feira, 10 de maio de 2021
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST
Anexo I – Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição
SEÇÃO 4.0 – INTRODUÇÃO
1 OBJETIVO
1 Estabelecer procedimentos de operação dos sistemas de distribuição, para
que as distribuidoras e demais agentes, incluindo os agentes de transmissão detentores
das DIT cujas instalações não pertencem à rede de operação do SIN, formulem os planos
e programas operacionais dos sistemas de distribuição, incluindo previsão de carga,
programação de intervenções em instalações, controle da carga em situação de
contingência ou emergência, controle da qualidade do suprimento de energia elétrica e
coordenação operacional dos sistemas.
1 .2 Estabelecer a uniformidade de procedimentos para o relacionamento
operacional entre os centros de operação das distribuidoras, das transmissoras, dos
centros de despacho de geração distribuída e demais órgãos de operação das instalações
dos acessantes.
1 .3 Definir os recursos mínimos de comunicação de voz e de dados entre os
órgãos de operação dos agentes envolvidos.
.2 CONTEÚDO DO MÓDULO
.2 1 O módulo é composto de 7 (sete) seções:
a) Seção 4.0 – INTRODUÇÃO;
b) Seção 4.1 – DADOS DE CARGA E DE DESPACHO DE GERAÇÃO – trata dos
procedimentos e requisitos para o fornecimento de informações de carga e de despacho
de geração por parte dos acessantes para as distribuidoras;
c) Seção 4.2 – PROGRAMAÇÃO DE INTERVENÇÕES EM INSTALAÇÕES – contém os
procedimentos e os requisitos para a programação de intervenções em instalações de
distribuição, nas DIT que não pertençam à rede de operação do SIN e das instalações de
conexão dos acessantes;
d) Seção 4.3 – CONTROLE DA CARGA – trata dos procedimentos a serem
implementados e dos critérios básicos a serem adotados pelas distribuidoras para o
controle de carga em situações de contingência ou emergência;
e) Seção 4.4 – TESTE DAS INSTALAÇÕES – define os procedimentos e as
responsabilidades para a realização de testes das instalações nas atividades de vistoria,
aceitação das instalações e avaliação da qualidade de atendimento no ponto de
conexão;
f) Seção 4.5 – COORDENAÇÃO OPERACIONAL – apresenta os requisitos mínimos
para o relacionamento operacional entre os Centros de Operação – CO da distribuidora, do
agente de transmissão detentor de DIT, do centro de despacho de geração distribuída e
demais órgãos de operação de instalações dos acessantes;
g) Seção 4.6 – RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ E DADOS – estabelece os
recursos mínimos de comunicação de voz e de dados do CO da distribuidora com o Centro
de Operação de Agente de Transmissão – COT do agente de transmissão detentor de DIT,
com o centro de despacho de geração distribuída e com os acessantes.
.3 ABRANGÊNCIA
.3 1 Os procedimentos operativos definidos neste módulo se aplicam aos
sistemas de distribuição, às DIT não pertencentes à rede de operação do SIN e às
instalações de acessantes.
.3 .2 São definidos procedimentos aplicáveis aos Centros de Operação – CO da
distribuidora, do agente de transmissão detentor de DIT, do centro de despacho de
geração distribuída e demais órgãos de operação de instalações dos acessantes.
.3 .2 1 As instalações físicas do centro de despacho de geração distribuída
podem ser parte integrante do Centro de Operação – CO da distribuidora.
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO
4 1 Foi excluído o item 4 da Seção 4.0 da Revisão 1.
4 .2 Foi incluída a Seção 4.7.
SEÇÃO 4.1 – DADOS DE CARGA E DE DESPACHO DE GERAÇÃO
5 OBJETIVO
5 1 Estabelecer os procedimentos e requisitos para o fornecimento de
informações de carga e de despacho de geração, previstos e verificados, por parte dos
acessantes para as distribuidoras.
5 .2 Possibilitar procedimentos de operação dos sistemas de distribuição, para
que as distribuidoras e demais agentes formulem os planos e programas operacionais,
incluindo previsão de carga.
5 .3 Consideram-se como acessantes.
a) Centrais Geradoras com instalações conectadas aos Sistemas de Distribuição
ou às Demais Instalações de Transmissão (DIT), em qualquer tensão;
b) Concessionárias ou Permissionárias de Distribuição acessantes;
c) Consumidores, livres ou cativos, com instalações conectadas ao Sistema de
Distribuição de Alta e Média Tensão ou às Demais Instalações de Transmissão (DIT);
6 INFORMAÇÕES DE CARGA E DE DESPACHO DE GERAÇÂO
6 1 As informações de carga e de despacho de geração (dados previstos e
verificados) estabelecidas nesta seção devem estar em conformidade, compatibilidade de
prazos, periodicidade, horizonte de abrangência, qualidade, requisitos e compromissos com
as informações que são fornecidas pelas distribuidoras ao ONS, cujos requisitos são
estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
6 .2 As informações de carga e de despacho de geração a serem fornecidas
pelos acessantes se dividem entre:
a) aquelas que servirão para o desenvolvimento de estudos de planejamento e
programação da operação elétrica e energética e para os estudos de ampliações e
reforços;
b) aquelas que servirão para permitir ajustes nos dados de carga.
c) aquelas que servirão para compor os dados de carga verificados das
distribuidoras.
6 .3 Os intercâmbios de informações necessários aos procedimentos operativos
estão estabelecidos no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.
6 4 Os dados previstos devem abranger um horizonte de até 5 (cinco) anos.
7 RESPONSABILIDADES
7 1 As responsabilidades das distribuidoras são:
a) reunir e processar as informações de carga e de despacho de geração (dados
previstos e verificados) dos acessantes, estabelecendo rotinas de análise e de consistência
dos dados, de modo a atender aos seus processos internos e aos Procedimentos de
Rede;
b) estabelecer os prazos de envio e as rotinas de atualização das informações,
de maneira a atender aos seus processos internos e aos Procedimentos de Rede;
c) estabelecer os meios de comunicação e a padronização dos arquivos
eletrônicos que permitam a transferência dos dados de carga dos acessantes;
d) interagir com os acessantes quando da necessidade de se obter
esclarecimentos ou informações complementares relativas aos dados de carga;
e) obter, junto ao ONS, as informações dos dados de previsão de geração das
centrais geradoras despachadas centralizadamente e conectadas ao sistema da
distribuidora.
7 .2 As responsabilidades dos acessantes são:
a) fornecer informações consistentes relativas aos dados previstos e verificados
de carga e de despacho de geração, conforme padrão e meios de comunicação definidos
pelas distribuidoras;
b) fornecer dados e informações complementares, quando solicitados;
c) cumprir os prazos de envio de dados e a rotina de atualização estabelecidos
pelas distribuidoras;
d) participar de reuniões quando convocados pelas distribuidoras às quais suas
instalações estão conectadas.
7 .3 As responsabilidades do ONS são aquelas estabelecidas nos Procedimentos
de Rede.SEÇÃO 4.2 – PROGRAMAÇÃO DE INTERVENÇÕES EM INSTALAÇÕES
8 OBJETIVO
8 1 Estabelecer procedimentos e requisitos para a programação de
intervenções em instalações de distribuição, visando garantir a operacionalidade dos
equipamentos e minimizar os riscos para o sistema elétrico.
8 .2 Otimizar a programação de intervenções mediante acordo entre as
distribuidoras (acessadas e acessantes), os agentes de transmissão detentores de DIT, os
acessantes durante as intervenções e o ONS.
8 .3 Os acessantes referidos nesta seção são as distribuidoras acessantes, as
centrais geradoras e os consumidores com instalações conectadas ao Sistema de
Distribuição de Alta e Média Tensão.
9 ATRIBUIÇÕES
9 1 Centro de Operação – CO.
a) coordenar e executar o processo de programação de intervenções em
instalações do sistema de distribuição e de instalações dos acessantes que interferem no
sistema de distribuição;
b) receber ou enviar aos acessantes e aos agentes de transmissão detentores
de DIT ou ONS, quando se tratar de Rede Básica, as solicitações de intervenções;
c) analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de
intervenções, formalizando as respostas aos acessantes, aos agentes de transmissão
detentores de DIT ou ONS, quando se tratar de Rede Básica;
d) realizar ou solicitar análises e estudos sempre que se fizerem necessários
para verificar impactos ou interferências de uma ou mais intervenções no sistema de
distribuição, visando sempre medidas preventivas para garantir a qualidade e a
continuidade do fornecimento de energia elétrica;
e) manter atualizada a base de dados do sistema de distribuição sob sua
supervisão, incluindo diagramas de operação, limites operativos de equipamentos, estudos
operativos, estudos de proteção, dentre outros;
f) convocar, quando necessário, os solicitantes de intervenções para participar
de sua programação;
g) caracterizar se as intervenções são de emergência ou de urgência, nos casos
de intervenções não programadas;
h) informar ao ONS as manobras e os desligamentos na rede de distribuição
que tenham reflexo importante sobre a rede de operação;
i) Informar aos agentes de geração ou de transmissão afetados, as intervenções
na rede de distribuição que imponham limitações de geração em usinas submetidas ao
despacho centralizado, bem como desligamentos ou restrições em equipamentos da rede
de operação;
j) conhecer as intervenções previstas e aprovadas pelo ONS para a Rede de
Operação, de modo a interagir sempre que forem detectados riscos de sobrecargas nas
instalações;
k) coordenar e executar junto ao ONS o processo de programação de
intervenções em instalações do sistema de distribuição e de instalações dos acessantes que
interferem no sistema de transmissão ou no despacho de geração despachada
centralizada.
9 .2 Distribuidora Acessante, Consumidor, Central Geradora e Centro de
Despacho de Geração Distribuída – CDGD.
a) encaminhar ao CO os pedidos de intervenções;
b) informar o CO, com antecedência de no mínimo 1 dia útil, quaisquer
alterações ou cancelamento nos pedidos de intervenções, ou atendendo aos
Procedimentos de Rede, quando solicitado pelo ONS;
c) participar da análise da intervenção quando convocado pelo CO;
d) caracterizar, nas solicitações de intervenções, as situações de elevados riscos
de desligamentos e acidentes que possam ocorrer na sua execução e nas manobras
necessárias para sua realização;
e) caracterizar se as intervenções são de emergência ou de urgência, nos casos
de intervenções não.
9 .3 Agente de Transmissão ou Centro de Operação de Agente de Transmissão
– COT.
a) coordenar e executar o processo de programação de intervenções nas DIT de
comum acordo com o CO;
b) receber ou enviar ao CO as solicitações de intervenções;
c) analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de
intervenções, formalizando as respostas e interagindo com o CO, caso seja necessário
alterar o período, duração ou as condições em que foi solicitada a intervenção;
d) informar o CO, com antecedência de no mínimo um dia útil, quaisquer
alterações ou cancelamento de pedido de intervenção aprovado previamente;
e) convocar, quando necessário, os solicitantes de intervenções para
participarem da sua programação ou da sua análise junto ao CO;
f) realizar ou solicitar análises e estudos, se necessários, para verificar impactos
ou interferências de uma ou mais intervenções no sistema;
g) definir, nas solicitações de intervenções, as situações de elevados riscos de
desligamentos e acidentes que possam ocorrer na sua execução e nas manobras
necessárias para sua realização;
h) caracterizar se as intervenções são de emergência ou de urgência, nos casos
de intervenções não programadas;
i) manter atualizada a base de dados das instalações de transmissão sob sua
supervisão, incluindo diagramas de operação, limites operativos de equipamentos, estudos
operativos, estudos de proteção, dentre outros.
10 PLANEJAMENTO DAS INTERVENÇÕES
10 1 A distribuidora, o agente de transmissão detentor de DIT e os acessantes
devem:
a) realizar o planejamento do serviço e a análise de riscos de acidentes antes
de qualquer intervenção em instalações;
b) preencher, dentro dos prazos estabelecidos no Módulo 6 – Informações
Requeridas e Obrigações, o pedido de programação de intervenção citando as condições
requeridas e também as observações do planejamento;
c) informar ao ONS quando de intervenções que interfiram no sistema de
transmissão ou no despacho de geração despachada centralizadamente.
11 INFORMAÇÕES PARA ELABORAÇÃO DOS PEDIDOS DE INTERVENÇÕES
11 1 Distribuidora, Agente de Transmissão, Importadores de Energia,
Exportadores de Energia, Central Geradora ou Centro de Despacho de Geração
Distribuída.
11 1 1 Os pedidos de intervenções devem ser encaminhados ao CO ou ao COT
segundo estabelecido no respectivo Acordo Operativo, conforme o modelo e os meios de
comunicação definidos entre as partes. Devem conter, no mínimo, as informações
relacionadas no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.
11 .2 Consumidores.
11 .2 1 As solicitações devem ser formalizadas ao órgão responsável pelo
atendimento na distribuidora, conforme modelo e meios de comunicação definidos. Devem
conter, no mínimo, as informações relacionadas no Módulo 6 – Informações Requeridas e
Obrigações.
11 .2 .2 Para as intervenções a serem realizadas em equipamentos da
distribuidora ou de agente de transmissão, nas instalações de conexão de acessantes, a
acessada deve encaminhar ao órgão responsável do acessante as informações relacionadas
no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.
11 .2 .3 As solicitações de intervenções em equipamentos de propriedade de
agente de transmissão em instalações de conexão de acessantes devem ser encaminhadas
à distribuidora com a qual têm Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição
(CCD).
12 PRAZOS PARA SOLICITAÇÃO DO PEDIDO DE INTERVENÇÃO
12 1 O pedido de programação de intervenção deve ser enviado ao CO ou ao
COT conforme determinado em Acordo Operativo, e indicado no Módulo 6 – Informações
Requeridas e Obrigações.
12 .2 A confirmação do atendimento ou não do pedido solicitado deve ser
conforme indicado no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.
12 .3 O pedido de desligamento que implique em interrupções de
consumidores deve ser solicitado ao CO com a antecedência mínima de 10 dias úteis.
12 4 O pedido de desligamento que não implicar em interrupção aos
consumidores deve ser solicitado ao CO com a antecedência mínima de 5 dias úteis.
12 5 Se a intervenção programada exigir transferência de carga entre
subestações da Rede de Operação, a mesma deverá ser comunicada ao ONS com uma
antecedência mínima de 15 dias.
13 AVISO DE INTERRUPÇÃO PROGRAMADA A ACESSANTES
13 1 A distribuidora deve avisar a todos os acessantes da respectiva área de
concessão sobre as interrupções programadas, de acordo com as informações e prazos
definidos no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.
13 .2 A distribuidora deve manter e disponibilizar, por 5 (cinco) anos, os
registros dos avisos das interrupções programadas.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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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 86, segunda-feira, 10 de maio de 2021
14 CONDIÇÕES E CRITÉRIOS PARA PROGRAMAÇÃO DAS SOLICITAÇÕES DE
I N T E R V E N ÇÕ ES
14 1 As liberações de equipamentos e instalações devem ser programadas em
função dos seguintes critérios:
a) preservação da segurança das equipes de trabalho envolvidas;
b) preservação da segurança do próprio sistema;
c) preservação da segurança de pessoas, equipamentos, instalações e bens de
terceiros;
d) preservação da qualidade de energia elétrica aos consumidores;
e) preservação do meio ambiente;
f) compatibilização das intervenções simultâneas;
g) compatibilização com os Procedimentos de Rede, quando tratar-se de
programação de solicitações de intervenções em equipamentos e instalações da rede de
operação do SIN;
h) desligamentos de urgência podem ser realizados em qualquer período de
carga, devendo-se buscar realizá-los no período mais favorável para o sistema.
14 .2 Havendo necessidade de procedimentos especiais ou manobras por parte
de outros acessantes, o CO ou o COT, conforme tratar-se de instalações de distribuição ou
DIT respectivamente, deve encarregar-se de garantir a condição requerida, junto aos
acessantes envolvidos.
14 .3 Se uma solicitação de intervenção não puder ser atendida conforme os
critérios anteriores, deve haver notificação à pessoa credenciada, mantendo-se registro do
não-atendimento.
14 4 O CO ou o COT pode solicitar à pessoa credenciada desenhos, diagramas
explicativos ou descrição de etapas sobre a intervenção desejada, sempre que julgar
necessário, visando facilitar o atendimento.
14 5 Um equipamento do sistema ou da instalação de conexão está
programado para intervenção se houver:
a) no CO ou no COT, um pedido de liberação de equipamento já aprovado;
b) na instalação, uma permissão para trabalho.
14 6 As intervenções no Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC instalados
no sistema de distribuição não poderão exceder 10% da carga do esquema por estágio.
14 7 A alteração de despacho de geração, necessária ao atendimento das
condições requeridas para a intervenção, deverá ser providenciada junto ao ONS.
15 LIBERAÇÃO DAS INTERVENÇÕES
15 1 As intervenções de qualquer natureza em equipamentos do sistema ou da
instalação de conexão, só podem ser liberadas com a prévia autorização do CO ou do COT
envolvidos.
15 .2 A intervenção pode ser iniciada depois de observados os seguintes
passos:
a) ter sido realizada pelo supervisor de serviço, em conjunto com sua equipe,
no local, a análise de risco de acidentes de qualquer natureza, elaborada pela equipe na
fase de planejamento da intervenção;
b) estarem concluídas as manobras necessárias;
c) estarem colocadas as sinalizações de advertência e os dispositivos de
bloqueio físico pertinentes;
d) ter sido autorizado o início dos serviços contidos nos documentos envolvidos
na liberação.
15 .3 As condições impeditivas à liberação das intervenções são:
a) condições climáticas adversas;
b) impedimentos de qualquer natureza ao acesso das equipes de trabalho;
c) necessidade de atendimento de urgência ou ocorrência no sistema;
d) indisponibilidades não previstas que venham a colocar em risco a
confiabilidade do sistema;
e) condições hidrológicas adversas ou indisponibilidade de central geradora que
resultem em violação dos limites operativos do sistema.
15 4 Havendo atraso em relação ao início programado da intervenção, o CO ou
o COT envolvidos devem reavaliar as condições, podendo prorrogar o término previsto,
reprogramar ou cancelar a programação.
15 5 As intervenções já aprovadas e que não venham a se realizar em função
das condições impeditivas podem ser reprogramadas com prazos inferiores ao estipulado
no item 5, com concordância dos agentes envolvidos.
SEÇÃO 4.3 – CONTROLE DA CARGA
16 OBJETIVO
16 1 Estabelecer os procedimentos a serem implementados pelas distribuidoras
para controle da carga do sistema de distribuição junto às distribuidoras acessantes, às
unidades consumidoras e às centrais geradoras não despachadas centralizadamente ou
centro de despacho de geração distribuída, em situações de contingência ou
emergência.
17 PRODUTOS
17 1 Seleção dos pontos para corte automático da carga.
17 1 1 A distribuidora deve selecionar as unidades consumidoras, subestações
e alimentadores, sujeitos às ações de controle de carga transitórias, atendendo às
diretrizes de priorização e montantes de corte de carga, considerando determinações dos
Relatórios de Esquemas Especiais de Proteção – SEP elaborados pelo ONS e de estudos
próprios.
17 .2 Instruções de Operação.
17 .2 1 A distribuidora deve elaborar um documento onde sejam estabelecidos
procedimentos detalhados das ações de operação. O documento deverá conter as
diretrizes e as instruções de operação.
17 .3 Mensagens Operativas.
17 .3 1 A distribuidora deve elaborar um documento, quando necessário, para
alterar as instruções operativas vigentes.
17 4 Tabelas de Prioridade Regional – PR.
17 4 1 A distribuidora deve elaborar um documento contendo a priorização do
corte de carga manual em subestações para atender necessidades de corte de carga.
17 5 Tabelas de Prioridade de Alimentadores por Subestação – PAS.
17 5 1 A distribuidora deve elaborar um documento contendo a priorização do
corte de carga manual em alimentadores de subestações para atender a necessidades de
corte de carga.
18 ATRIBUIÇÕES
18 1 Das distribuidoras.
a) definir, por meio de estudos de planejamento da operação elétrica, os
montantes globais de cortes de carga por ações de controle de carga urgentes, para
contingências nos sistemas de distribuição que resultem em redução da capacidade de
suprimento;
b) implantar e manter em seus sistemas os esquemas de corte automáticos de
carga definidos pelos estudos do ONS, com os respectivos montantes e ajustes;
c) implantar em seus sistemas os esquemas de corte automáticos de carga
definidos pelos próprios estudos de planejamento da operação elétrica, com os respectivos
montantes e ajustes;
d) elaborar Instruções de Operação para situações de contingências com
diretrizes para ações de controle de carga urgentes, de corte manual de carga ou redução
de carga através de redução de tensão a níveis tecnicamente aceitáveis;
e) elaborar Mensagens Operativas para situações de contingências com
diretrizes para ações de controle de carga programáveis, de corte manual de carga ou
redução de carga através de redução de tensão a níveis tecnicamente aceitáveis;
f) elaborar Instruções de Operação com diretrizes para o restabelecimento das
condições de tensão e das cargas desligadas pelos esquemas de corte automático ou pelo
corte manual;
g) elaborar e manter atualizadas as PR e PAS, estabelecendo os diversos
montantes de carga a serem cortados, levando em consideração os montantes
estabelecidos pelo ONS, os tempos de execução dos cortes compatíveis à necessidade, a
duração do desligamento dos alimentadores, os critérios para rodízio bem como a infraestrutura necessária para a execução do plano de corte;
h) atualizar as PR e PAS sempre que se verificar alterações significativas na
carga ou na configuração do sistema de distribuição;
i) definir o conjunto de informações que serão fornecidas aos consumidores
quando da execução dos cortes, através dos serviços de atendimento disponibilizados pelas
distribuidoras para informações;
j) constituir um banco de dados com as informações cadastrais fornecidas pelos
consumidores, conforme estabelecido no Módulo 6 – Informações Requeridas e
Obrigações;
k) priorizar a continuidade de suprimento das cargas relacionadas aos serviços
essenciais;
l) operacionalizar o corte de carga na sua área de concessão e no
relacionamento com seus consumidores;
m) analisar, em caráter de urgência, a possibilidade de restabelecer o
fornecimento de energia elétrica de unidades consumidoras que exerçam atividades
essenciais e que disponham de geração autônoma, no caso de pane nos sistemas destes ou
de insuficiência de fornecimento;
n) analisar a possibilidade de não efetuar o corte comunicado, ou de
restabelecer emergencialmente o fornecimento de energia elétrica, em áreas ou situações
que representem risco para a integridade de pessoas, quando solicitado pela Defesa
Civil;
o) informar os consumidores as medidas que foram ou que serão adotadas,
relacionadas à redução ou interrupção de seu atendimento, suas razões e sua
programação;
p) supervisionar, comandar e executar as ações, para gerenciamento de carga
do sistema de distribuição, atendendo as diretrizes das Instruções de Operação e das
Mensagens Operativas;
q) atender as prioridades e os montantes de corte de carga estabelecidas nas
PR e PAS, levando em consideração a duração do desligamento dos alimentadores e os
critérios para rodízio, bem como a infra-estrutura necessária para a execução do plano de
corte;
r) manter atualizadas as informações sobre as disponibilidades das centrais
geradoras, objetivando sua utilização em situações de contingência;
s) solicitar auxílio de geração às centrais geradoras, antes de adotar qualquer
ação de controle de carga urgente ou programável;
t) solicitar diretamente ao centro de operação do ONS, com o qual se relaciona,
o auxílio de geração para usinas despachadas centralizadamente;
u) informar previamente ao ONS os remanejamentos de carga entre as
subestações da sua rede de distribuição que possam provocar impactos na Rede de
Operação do SIN, conforme disposto nos Procedimentos de Rede;
v) coordenar, em sua área de concessão, as ações de gerenciamento da carga
motivadas por eventos na Rede de Operação, conforme estabelecido nos Procedimentos
de Rede.
18 .2 Das Centrais Geradoras não Despachadas Centralizadamente ou Centro de
Despacho de Geração Distribuídas.
a) fornecer as informações relacionadas à sua geração quando acionados pelo
CO da distribuidora, conforme estabelecido no Módulo 6 – Informações Requeridas e
Obrigações;
b) quando acionados pelo CO da distribuidora:
(i) disponibilizar eventuais folgas de geração;
(ii) suspender manutenção já iniciada, de centrais geradoras, se possível;
(iii) cancelar manutenção programada, não programada, de centrais
geradoras.
18 .3 Dos consumidores.
18 .3 1 Deverão efetuar a atualização do cadastro na distribuidora, para receber
comunicações especiais de interrupção de fornecimento, os consumidores classificados
como serviços essenciais conforme definido no Módulo 8 – Qualidade da Energia
Elétrica.
18 .3 .2 Atender as distribuidoras quando for solicitado corte de carga em
situações de necessidade do sistema.
19 ORIENTAÇÕES TÉCNICAS
19 1 São consideradas ações para o controle de carga:
a) corte indireto, pela redução manual do nível de tensão a níveis tecnicamente
aceitáveis;
b) corte direto, podendo ser manual ou automático.
19 .2 As ações de controle de carga podem ser classificadas:
a) de curta duração – inferior a 4 horas, podendo durar poucos segundos;
b) de média duração – entre 4 e 24 horas;
c) de longa duração – superior a 24 horas, podendo abranger períodos mais
prolongados.
19 .3 Quanto ao tempo requerido para aplicação, as ações de controle de carga
podem ser classificadas em:
a) transitórias – ações automáticas preventivas, implantadas por meio de
esquemas especiais, para evitar o colapso no sistema em regime transitório;
b) urgentes – ações automáticas ou manuais corretivas, quando decorrentes de
contingências que impõem ao sistema o risco iminente de violação de qualquer grandeza
operativa ou quando já constatada esta violação;
c) programáveis – ações manuais preventivas decorrentes de contingências que
impõem ao sistema o risco iminente de violação de qualquer grandeza operativa.
19 4 Toda e qualquer disponibilidade de geração das centrais geradoras,
despachadas centralizadamente ou não, deve ser utilizada prioritariamente às ações de
controle de carga.
19 5 Os remanejamentos de carga devem ser priorizados em relação às ações
de corte direto manual.
19 6 A distribuidora deve dispor de Instruções de Operação ou Mensagens
Operativas, contendo os procedimentos para controle de sua carga.
19 7 Para o controle de carga de longa duração, as distribuidoras deverão
prever nos Acordos Operativos a possibilidade de estabelecer com os consumidores e
centrais geradoras a redução das demandas ou montantes de uso do sistema de
distribuição (MUSD), os critérios que serão utilizados para o estabelecimento dos
consumidores e centrais geradoras que terão reduzidos o MUSD e a compensação dos
montantes reduzidos nos períodos de menor restrição do sistema elétrico, respeitada a
legislação vigente.
19 8 A distribuidora e os acessantes que estejam sob ação de controle de carga
por redução de tensão, não poderão corrigir a tensão de seus sistemas, qualquer que seja
o recurso de que disponham.
19 9 O processo de restabelecimento manual das cargas por corte direto ou
indireto se inicia somente após o comprovado retorno do sistema ou da rede local às
condições normais de operação.
19 10 Durante o processo de restabelecimento da carga, a ordem de
priorização deve ser inversa em relação à ordem estabelecida para corte, obedecendo às
condições e diretrizes explicitadas em instruções de operação dos Procedimentos de Rede,
garantindo o restabelecimento dos montantes mínimos e não ultrapassando os limites
máximos de carga estabelecidos para cada etapa da recomposição.
19 10 1 No caso particular de cargas desligadas por ação do ERAC, a ordem de
priorização deve ser direta em relação à ordem dos estágios de corte, para garantia da
segurança do sistema em caso de nova queda de freqüência resultante do processo de
restabelecimento das cargas.
19 11 Quando tiverem sido adotadas ações simultâneas de corte direto de
carga e redução de carga através de redução de tensão, a prioridade no restabelecimento
deve ser dada às cargas efetivamente interrompidas, antes da normalização da tensão.
19 12 Em situações de contingências que resultem em sobrecarga em
equipamentos da rede de distribuição, deve-se explorar os limites de sobrecarga destes
equipamentos antes da adoção de qualquer ação de controle de carga.
20 DIRETRIZES PARA PRIORIZAÇÃO DE CARGAS
20 1 As distribuidoras devem definir critérios para classificação e priorização
das unidades consumidoras, para fins de controle de carga, respeitadas as cargas de
serviços essenciais na forma da regulamentação, conforme definido no Módulo 8 –
Qualidade da Energia Elétrica.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 86, segunda-feira, 10 de maio de 2021
20 .2 As cargas interruptíveis por contrato devem ser as primeiras indicadas
para corte.
20 .3 A priorização de alimentadores por subestação – PAS – deve atender aos
desligamentos relacionados a uma única subestação, considerando-se a priorização das
unidades consumidoras.
20 4 Os critérios que devem orientar a elaboração das PAS são:
a) alimentadores com unidades consumidoras da mesma classe, sempre que
possível, devem receber tratamento análogo;
b) a PAS de cada subestação deve conter prioridades de desligamentos
específicos para cada período de carga leve, média e pesada;
c) a PAS deve conter, também, uma estimativa da contribuição de carga de
cada um dos alimentadores da subestação para cada período de carga.
21 AVISO AOS ACESSANTES
21 1 Nos casos de ações de controle de carga programáveis, as distribuidoras
devem avisar a todos os seus consumidores, utilizando-se de meio de comunicação
apropriado, as medidas que serão adotadas, com relação à redução ou interrupção de seu
fornecimento, suas razões e sua programação, observando os procedimentos definidos no
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica.
SEÇÃO 4.4 – TESTES DAS INSTALAÇÕES
22 OBJETIVO
22 1 Definir os procedimentos e responsabilidades das distribuidoras, dos
agentes de transmissão detentores de DIT e dos acessantes para a realização de testes das
instalações nas atividades de comissionamento, aceitação das instalações e de avaliação da
qualidade de atendimento no ponto de conexão.
23 TESTES DE DESEMPENHO DAS CENTRAIS GERADORAS DISTRIBUÍDAS
23 1 A distribuidora acessada tem direito de requerer e de acompanhar os
seguintes testes:
a) de desempenho da funcionalidade, coordenação e ajustes de todas as
funções de proteção mínimas nas centrais geradoras, definidas no Módulo 3 – Acesso ao
Sistema de Distribuição;
b) de avaliação do desempenho dinâmico de sistemas de controle de tensão e
de freqüência das centrais geradoras;
c) aplicados no disjuntor de conexão que atestem a sua adequada operação
durante a eliminação de faltas, incluindo a sua operação manual ou automática;
d) para verificar o desempenho dos dispositivos instalados para a desconexão
das centrais geradoras, caso não seja permitida a operação ilhada ou a injeção de potência
no sistema pela geração distribuída;
e) levantamento da curva de capabilidade das centrais geradoras;
f) levantamento dos limites mínimos e máximos de geração de potência ativa
das centrais geradoras.
23 .2 Os testes de instalações de centrais geradoras despachadas
centralizadamente devem atender aos Procedimentos de Rede e aos Procedimentos de
Distribuição.
24 TESTES DE DESEMPENHO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E DOS
EQUIPAMENTOS CONECTADOS E DOS PONTOS DE CONEXÃO COM AS DIT
24 1 A distribuidora acessada definirá a necessidade e periodicidade de testes
de qualidade da energia elétrica nos pontos de conexão, conforme requisitos definidos no
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica.
24 .2 A distribuidora acessada pode solicitar ao acessante que realize testes em
suas instalações, quando da necessidade de comprovar a origem de problemas de
qualidade da energia elétrica, conforme requisitos definidos no Módulo 8 – Qualidade da
Energia Elétrica.
24 .3 O acessante, quando identificar problemas envolvendo a qualidade da
energia elétrica fornecimento no ponto de conexão, pode requerer da distribuidora
acessada, e acompanhar, a realização de testes para verificação das condições de
fornecimento.
24 4 A distribuidora deve informar antecipadamente aos acessantes sobre
testes a serem realizados em seu sistema, disponibilizando os resultados.
24 5 A distribuidora acessada deve fornecer orientação quanto aos
procedimentos operacionais a serem utilizados durante a realização dos testes das
instalações.
24 6 Os procedimentos de teste que envolvam relacionamentos entre agente
de transmissão e acessante devem ser acompanhados pela distribuidora com a qual o
consumidor tenha Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição (CCD).
SEÇÃO 4.5 – COORDENAÇÃO OPERACIONAL
25 OBJETIVO
25 1 Estabelecer os procedimentos mínimos para o relacionamento operacional
entre os centros de operação da distribuidora, os agentes de transmissão detentores de
DIT, o centro de despacho de geração distribuída e demais órgãos de operação de
instalações de acessantes, objetivando a operação coordenada e segura das instalações e
do sistema de distribuição.
25 .2 Os acessantes referidos nesta seção são as distribuidoras, as centrais
geradoras e os consumidores com instalações conectadas ao Sistema de Distribuição de
Alta Tensão.
26 ATRIBUIÇÕES
26 1 Centro de Operação – CO.
a) coordenar, supervisionar, comandar e executar as ações operativas nas
instalações de distribuição que não pertençam à rede de operação do SIN;
b) obter com os acessantes as informações necessárias à coordenação,
supervisão e controle da operação de instalações;
c) elaborar, atualizar e disponibilizar aos acessantes as instruções de operação
com procedimentos para instalações que interferem no sistema de distribuição;
d) informar aos acessantes sobre condições operativas no sistema de
distribuição que possam interferir na operação de suas instalações.
26 .2 Acessantes e Centro de Despacho de Geração Distribuída.
a) supervisionar, comandar e executar as ações determinadas pelos CO para a
operação em suas instalações de conexão;
b) informar ao CO, com o qual se relaciona, a programação de geração para o
período que for definido e as alterações nos limites e restrições operacionais de suas
instalações;
c) comunicar de imediato ao CO com o qual se relaciona, os desligamentos de
emergência efetuados ou ocorridos em suas instalações;
d) organizar e manter atualizados normas, instruções e diagramas para
operação das instalações;
e) implantar os procedimentos definidos nas instruções de operação nas
instalações sob sua responsabilidade;
f) disponibilizar ao CO, quando solicitado, instruções de operação específicas;
g) manter, durante 24 horas por dia, pessoal habilitado para o relacionamento
operacional.
26 .2 1 O Centro de Despacho de Geração Distribuída realiza a gestão técnica
e administrativa das centrais do agrupamento, sendo suas funções:
a) limitação da potência a ser injetada no sistema de distribuição;
b) controle de tensão e potência reativa;
c) desconexão das centrais geradoras, quando necessário;
d) coordenação dos procedimentos de entrada e saída de serviço;
e) capacidade de definir previsões de produção de energia.
26 .3 Centro de Operação de Agente de Transmissão – COT.
a) coordenar, supervisionar e controlar as DIT;
b) definir condições de emergência nas DIT;
c) implantar os procedimentos definidos em acordos operativos relacionados às DIT;
d) informar ao CO sobre condições operativas das DIT que possam interferir na
operação do sistema de distribuição ou de acessantes diretamente atendidos pela DIT.
27 OPERAÇÃO ILHADA
27 1 A operação de central geradora alimentando uma parcela eletricamente
isolada do sistema de distribuição, e as condições em que esta é permitida pela
distribuidora, devem constar de Acordo Operativo estabelecido com a central geradora,
e/ou transmissora envolvida, quando for o caso.
27 .2 A central geradora, responsável pelo controle de freqüência da parcela
eletricamente isolada do sistema de distribuição, deve ser dotada de controle automático
de geração (CAG), ou qualquer outra tecnologia que seja capaz de desempenhar a mesma
função, caso a operação ilhada seja utilizada de forma permanente.
27 .3 A distribuidora deve realizar estudos e instruções operativas e de
segurança específicos para a operação ilhada.
27 4 A central geradora deverá fornecer as informações necessárias para a
elaboração dos estudos de regime permanente e dinâmico e, quando solicitado pela
distribuidora, adequar os parâmetros dos sistemas de controle de forma a garantir o
desempenho adequado do sistema.
28 COMUNICAÇÃO DE OCORRÊNCIAS
28 1 As informações relativas às ocorrências intercambiadas entre os agentes e
a distribuidora encontram-se no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.
29 ANÁLISE DE PERTURBAÇÕES
29 1 O objetivo da análise de perturbações é fornecer subsídios para a
determinação das responsabilidades quanto à origem, às causas e às conseqüências, e
identificar as responsabilidades dos agentes envolvidos nas perturbações em instalações do
acessante ou da distribuidora.
29 .2 O processo de análise de perturbação deve ser executado quando houver
solicitação formal dos agentes envolvidos, e deve estar concluído no prazo de até 30
(trinta) dias da data da solicitação formal.
29 .3 Como produto da análise de perturbação deve ser gerado um relatório de
perturbação.
29 4 Processo de Análise.
29 4 1 Devem ser identificadas as anormalidades que tiveram influência na
perturbação e dificultaram tanto a operação quanto a recomposição do sistema afetado,
desde o início da perturbação até a sua normalização, verificando:
a) o cumprimento e adequação dos procedimentos operativos;
b) as providências para restabelecimento do sistema;
c) avaliação do desempenho dos sistemas de comunicação;
d) desempenho das proteções e esquemas de controle de emergências.
29 4 .2 Deve ser analisado o comportamento do sistema elétrico, verificando:
a) o desempenho diante de perturbação;
b) as previsões contidas nos estudos elétricos.
29 5 Relatório de Análise de Perturbação
29 5 1 O relatório deve conter, no mínimo:
a) a descrição detalhada da perturbação;
b) a análise da operação em tempo real, que detalha as ações realizadas
durante a contingência, e do desempenho do sistema;
c) as conclusões;
d) as providências tomadas e em andamento;
e) as recomendações.
29 5 .2 Os CO devem manter os relatórios e os registros relativos às
perturbações pelo período de 5 (cinco) anos.
SEÇÃO 4.6 – RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ E DE DADOS
30 OBJETIVO
30 1 Estabelecer os recursos mínimos de comunicação de voz e de dados entre
o CO da distribuidora, o COT do agente de transmissão detentor de DIT, o centro de
despacho de geração distribuída e os acessantes.
30 .2 Os acessantes referidos nesta seção são as distribuidoras, as centrais
geradoras e os consumidores com instalações conectadas ao Sistema de Distribuição de
Alta Tensão.
31 RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ
31 1 Entre os acessantes e o CO.
31 1 1 É exigida a disponibilidade de linha telefônica fixa e móvel do sistema
público nacional de telecomunicações.
31 1 .2 A implementação dos recursos de comunicação de voz e os ônus
decorrentes são de responsabilidade dos acessantes.
31 .2 Entre o CO, o COT e o Centro de Despacho de Geração Distribuída.
31 .2 1 A implementação de serviços de comunicação de voz, assim como a
qualidade e a disponibilidade desses serviços, devem ser estabelecidas entre as partes e
definidas em Acordo Operativo.
32 RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS
32 1 Entre os acessantes e o CO.
32 1 1 A implementação de serviços de comunicação de dados, bem como a
qualidade e a disponibilidade desses serviços, são de responsabilidade dos acessantes.
32 1 .2 Cabe aos acessantes disponibilizar os dados solicitados pela
distribuidora, definidos no Acordo Operativo.
32 .2 Entre o CO, o COT e o Centro de Despacho de Geração Distribuída.
32 .2 1 O CO e o COT devem compartilhar dados de supervisão e controle que
permitam monitorar em tempo real os estados e grandezas elétricas do sistema nos pontos
de conexão das instalações de distribuição e das DIT.
32 .2 .2 A implementação de serviços de comunicação de dados, bem como a
qualidade e a disponibilidade desses serviços, devem ser estabelecidas entre as partes e
definidas em Acordo Operativo.
SEÇÃO 4.7 – SEGURANÇA DO TRABALHO E INSTALAÇÕES
1 OBJETIVO
1.1 Estabelecer os conceitos, as definições, os procedimentos para apuração e
encaminhamento das informações relativas à acidentes do trabalho e acidentes com
terceiros.
2 DIRETRIZES GERAIS
2.1 A distribuidora deve, observando as disposições sobre a prestação do
serviço adequado, dispor de estrutura adequada para acompanhamento e mecanismos de
atuação visando a melhoria contínua da segurança do trabalho e das suas instalações.
2.1.1 A disposição anterior deve ser observada também na relação entre a
distribuidora e as empresas terceirizadas, tanto para fins de acompanhamento quanto de
atuação.
2.1.2 Para o alcance da diretriz de melhoria, a distribuidora deve se utilizar de
técnicas e metodologias adequadas buscando as melhores práticas e mais completas
informações sobre os acidentes do trabalho e acidentes com terceiros, não se limitando as
disposições desta seção.
2.2 A distribuidora deve realizar o envio à ANEEL das informações e indicadores
de segurança do trabalho e das suas instalações, conforme definido no Módulo 6-
Informações Requeridas e Obrigações.
3 DIRETRIZES PARA APURAÇÃO DOS DADOS
3.1 Todas informações sobre os acidentes do trabalho e acidentes com
terceiros devem ser apuradas por meio de procedimentos auditáveis, armazenadas em
meio digital com registros padronizados para uso da ANEEL.
3.1.1 As informações sobre os acidentes do trabalho devem manter coerência
com as demais instituições oficiais que possuem competência legal e/ou administrativa
para atuação com relação à segurança do trabalho.
3.2 Na apuração dos acidentes com terceiros, a distribuidora deverá se articular
formalmente aos demais órgãos competentes visando a coleta de informações completas
e fidedignas sobre o acidente.
3.2.1 As informações coletadas pela distribuidora sobre os acidentes com
terceiros devem buscar registrar outras informações pertinentes ao acidente, tais como: (i)
informações estatísticas dos acidentados; (ii) impactos ou custos de substituição de
materiais e equipamentos; (iii) impactos ou custos de interrupção do serviço; entre outras
informações relacionadas.
3.3 São requisitos para apuração e apresentação das informações requeridas a
observância das definições estabelecidas na Norma NBR 14280/99 – Cadastro de acidentes
do trabalho, procedimento e classificação.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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4 INFORMAÇÕES E INDICADORES
4.1 O acompanhamento da segurança do trabalho e da segurança de terceiros
será feito por meio da apuração de quantitativos e indicadores.
4.2 Para o acompanhamento da segurança do trabalho serão apurados os
seguintes quantitativos:
4.2.1 Número de acidentes do trabalho de empregados próprios, o qual
computa as ocorrências afetas ao exercício do trabalho verificadas no mês de referência
com trabalhadores vinculados ao quadro funcional da distribuidora.
4.2.2 Número de empregados próprios acidentados com lesão e com
afastamento, o qual computa os empregados próprios com lesão pessoal que impede o
acidentado de voltar ao trabalho no dia imediato ao do acidente ou de que resulte
incapacidade permanente.
4.2.3 Número de empregados próprios acidentados com lesão e sem
afastamento, o qual computa os empregados próprios com lesão pessoal que não impede
o acidentado de voltar ao trabalho no dia imediato ao do acidente, desde que não haja
incapacidade permanente.
4.2.4 Número de acidentes do trabalho de terceirizados, o qual computa as
ocorrências afetas ao exercício do trabalho verificadas no mês de referência com
trabalhadores prestadores de serviços à empresa distribuidora e que não pertencem a seu
quadro funcional.
4.2.5 Número de terceirizados com lesão e com afastamento, o qual computa
os terceirizados com lesão pessoal que impede o acidentado de voltar ao trabalho no dia
imediato ao do acidente ou de que resulte incapacidade permanente.
4.2.6 Número de terceirizados com lesão e sem afastamento, o qual computa
os terceirizados com lesão pessoal que não impede o acidentado de voltar ao trabalho no
dia imediato ao do acidente, desde que não haja incapacidade permanente.
4.2.7 Número de mortes de empregados próprios, o qual compreende o
número de mortes decorrentes de acidentes do trabalho no mês de referência com
trabalhadores vinculados ao quadro funcional da distribuidora.
4.2.8 Número de mortes de terceirizados, o qual compreende o número de
mortes decorrentes de acidentes com trabalhadores prestadores de serviços à empresa
distribuidora e que não pertencem a seu quadro funcional.
4.3 Para o acompanhamento da segurança do trabalho serão apurados os
seguintes indicadores:
4.3.1Taxa de gravidade, a qual indica o tempo computado por milhão de horashomem de exposição ao risco, em determinado período. Calculada em função dos dias
perdidos por todos os acidentados vítimas de incapacidade temporária total, mais os dias
debitados relativos aos casos de morte ou incapacidade permanente. É expressa em
números inteiros, em relação a um milhão de horas-homem de exposição ao risco e
calculada de acordo à equação (1).
Tempo computado: Tempo contado em dias perdidos, pelos acidentados, com
incapacidade temporária total mais os dias debitados pelos acidentados vítimas de morte
ou incapacidade permanente, total ou parcial.
Dias perdidos: Dias corridos de afastamento do trabalho em virtude de lesão
pessoal, excetuados o dia do acidente e dia da volta ao trabalho.
Dias debitados: Dias que se debitam, por incapacidade permanente ou morte,
para o cálculo do tempo computado.
HHER: horas-homem de exposição ao risco de acidente: Total de horas
durante as quais os empregados ficam à disposição do empregador, em determinado
período.
4.3.2 Taxa de frequência de acidentes do trabalho, a qual indica o número de
acidentes por milhão de horas-homem de exposição ao risco, em determinado período,
devendo ser expressa com aproximação de centésimos e calculada conforme a equação
(2).
4.3.3 Taxa de frequência de acidentados com lesão sem afastamento, a qual
indica o número de acidentados com lesão sem afastamento por milhão de horashomem de exposição ao risco, em determinado período. Deve ser calculado de acordo
à equação (3) considerando somente os acidentes com lesão e que não foram
registrados afastamentos em decorrência desse acidente.
4.3.4 Taxa de frequência de acidentados com lesão com afastamento, a qual indica
o número de acidentados com lesão com afastamento por milhão de horas-homem de
exposição ao risco, em determinado período. Deve ser calculado de acordo à equação (4)
considerando somente os acidentes com lesão e que foram registrados afastamentos em
decorrência desse acidente.
4.4 Para o acompanhamento da segurança de terceiros serão apurados os
seguintes quantitativos:
4.4.1 Número de acidentes com terceiros, o qual computa o total de
ocorrências envolvendo as instalações da distribuidora, verificados no mês de referência
e contabilizadas de acordo à classificação da causa do acidente, em que a vítima não é
seu empregado próprio ou terceirizado.
4.4.2 Número de mortes de terceiros, o qual computa o total de mortes
decorrentes de acidentes envolvendo as instalações da distribuidora, verificados no mês
de referência e contabilizadas de acordo à classificação da causa do acidente, em que a
vítima não é seu empregado próprio ou terceirizado.
4.4.3 Os acidentes com terceiros devem ser estratificados conforme as
seguintes categorias:
Construção e manutenção predial;
Abalroamento de poste e/ou demais instalações;
Ligações clandestinas;
Furto de cabos e/ou outros equipamentos;
Cabo energizado no solo ou falha de equipamentos;
Pipa;
Choque elétrico por contato;
Poda de árvore;
Antena de TV;
Serviços de TV a cabo e telefonia;
Operação de guindaste; e
Outros.
4.4.4 Abalroamento de poste e/ou demais instalações: Choque de veículo, de
terceiros, contra propriedades, instalações e equipamentos pertencentes à
distribuidora.
5 DETALHAMENTO DAS APURAÇÕES
5. 1 A apuração das taxas de frequência e de gravidade deverão ser
discriminadas conforme a razão dos acidentes entre: típicos e doenças. Também deverão
discriminar apuração para funcionários próprios e terceirizados.
5.2 O valor correspondente ao número de acidentes com funcionários deve
incluir no somatório o número de mortes, número de acidentados com lesão com
afastamento e número de acidentados com lesão sem afastamento.
5.3 Na apuração dos quantitativos relacionados à segurança de terceiros
devem ser computados quaisquer tipos de abalroamentos, independentemente de ter
havido choque elétrico.
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST
Anexo II – Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações
SEÇÃO 6.0 – INTRODUÇÃO
1 OBJETIVO
1 Definir e detalhar como as informações serão trocadas entre as
distribuidoras, os acessantes, outros agentes e as entidades setoriais. São estabelecidas
as obrigações das partes interessadas, visando atender os procedimentos, critérios e
requisitos dos módulos técnicos. As informações requeridas estão abordadas conforme
sua aplicabilidade e agrupadas de acordo com os temas dos módulos técnicos do
PRODIST, a saber:
a) planejamento da expansão do sistema de distribuição (Módulo 2);
b) acesso ao sistema de distribuição (Módulo 3);
c) procedimentos operativos do sistema de distribuição (Módulo 4);
d) sistemas de medição (Módulo 5);
e) cálculo de perdas na distribuição (Módulo 7);
f) qualidade da energia elétrica (Módulo 8).
g) sistema de informação geográfica regulatório (Módulo 10).
1 .2 O detalhamento do intercâmbio das informações no PRODIST deve-se
ao reconhecimento de que uma ampla e organizada troca de informações entre os
agentes e entre esses e as entidades setoriais, é condição fundamental para que os
sistemas de distribuição sejam operados de forma transparente e eficiente.
.2 ESTRUTURA DO MÓDULO
.2 1 O módulo é composto de 3 (três) seções:
h) Seção 6.0 – INTRODUÇÃO;
i) Seção 6.1 – APLICABILIDADE – apresenta as obrigações dos agentes
setoriais e dos consumidores, quanto às informações requeridas por outros agentes ou
por entidades;
j) Seção 6.2 – REQUISITOS DAS INFORMAÇÕES POR ETAPAS – Detalha os
fluxos de informações entre os agentes e entre esses e as entidades setoriais.
3 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO
3 1 Foi alterado o item 5.11 da Seção 6.2.
SEÇÃO 6.1 – APLICABILIDADE
4 OBJETIVO
4 1 Apresentar as obrigações e os compromissos de caráter geral, para os
agentes setoriais e consumidores, quanto às informações requeridas por outros agentes
ou por entidades.
5 AGENTES ENVOLVIDOS E SUAS OBRIGAÇÕES QUANTO ÀS INFORMAÇÕES
R EQ U E R I DA S
5 1 Obrigações de âmbito geral.
5 1 1 As informações requeridas decorrem das obrigações estabelecidas aos
agentes nos módulos técnicos do PRODIST, as quais estão de acordo com a legislação
e regulamentação vigentes. Em linhas gerais, os agentes setoriais (concessionários,
permissionários e autorizados) e consumidores possuem as seguintes obrigações com
relação às informações requeridas:
a) fornecer as informações sob sua responsabilidade relativas às suas
atividades nos sistemas de distribuição, em conformidade com o estabelecido nos
módulos do PRODIST;
b) comprometer-se com a correção, veracidade e completitude das
informações;
c) garantir o sigilo das informações classificadas como confidenciais;
d) fornecer os dados requisitados de acordo com o detalhamento, a
padronização e a formatação estabelecidos no PRODIST, ou na ausência destes, na
forma determinada pela ANEEL para o intercâmbio específico;
e) cumprir prazos e periodicidades estabelecidos na legislação para
apresentação das informações;
f) informar, caso sejam identificadas incorreções nos dados ou nas
informações fornecidas, ao destinatário do problema ocorrido e providenciar a sua
imediata correção;
g) atender às solicitações da ANEEL, do ONS e da CCEE para verificar
eventual inconsistência dos dados e, quando solicitado, participar do processo de
análise das inconsistências.
5 .2 Cronogramas e condições do intercâmbio de informações.
5 .2 1 O cronograma de intercâmbio de informações é variável conforme a
ação técnica ou da operação realizada, a qual pode ser diferenciada entre situação
normal, de risco ou de emergência. Nas informações requeridas por etapas estão
estabelecidos os fluxos, os conteúdos, o caráter e a periodicidade das informações
intercambiadas entre agentes e entre esses e as entidades setoriais. O detalhamento
das exigências técnicas e normativas encontra-se em cada um dos respectivos módulos
técnicos.
5 3 Protocolos, métodos e meios de comunicação.
5 3 1 Os protocolos de comunicação usados pelos agentes devem garantir
que as informações possam ser intercambiadas sem prejuízo de interoperabilidade
entre computadores, unidades terminais remotas e os sistemas de comunicação e
informações.
5 3 .2 Os protocolos abertos utilizados pelos agentes devem ser capazes de
apontar possíveis situações de erros e possuir instrumentos de validação de mensagens
de modo a garantir a confiabilidade da comunicação.
5 3 3 Nos protocolos utilizados pelos agentes devem ser estabelecidos os
procedimentos para a comunicação verbal entre os operadores dos CO e os
agentes.
5 3 4 Os métodos e meios de comunicação utilizados pelos agentes para o
intercâmbio de informações devem proporcionar o pleno cumprimento pelos mesmos
das obrigações estabelecidas no PRODIST. As informações devidas pelos agentes à
ANEEL serão disponibilizadas de acordo com as orientações específicas determinadas
pelo Sistema de Informações da Agência.
5 3 5 As áreas de comunicação dos agentes de distribuição devem buscar
permanentemente a aplicação de novas tecnologias para a coleta, arquivamento,
tratamento e transmissão dos dados e informações.
5 4 Definição do acesso às informações dos Agentes, do ONS, da CCEE e da
ANEEL.
5 4 1 Os direitos das entidades setoriais em obter as informações
necessárias ao desempenho das suas funções estão estabelecidos em diversos
documentos da ampla legislação que regula a prestação de serviços públicos de
distribuição de energia elétrica.
5 4 .2 De forma complementar, quando couber, os agentes devem observar
os Procedimentos de Rede e as Regras e Procedimentos de Comercialização, já que
esses documentos também definem, com critério e de forma detalhada, as informações
devidas pelos agentes.Seção 6.2 – Requisitos das Informações por Etapa
6 OBJETIVO
6 1 Detalhar os fluxos de informações entre os agentes e entre esses e as
entidades setoriais, conforme sua aplicabilidade. São especificados os conteúdos, a
periodicidade e, quando necessário, as unidades das grandezas elétricas e mecânicas
requeridas.
6 .2 As definições de formatos e especificações técnico-operacionais para o
intercâmbio de informações devem seguir as orientações estabelecidas nos
procedimentos das distribuidoras, do ONS, da EPE, da CCEE e da ANEEL.
7 FLUXOGRAMAS DAS INFORMAÇÕES REQUERIDAS
7 1 Os fluxogramas das informações requeridas foram elaborados para cada
um dos módulos técnicos, de forma a apresentar uma macro-visão dos principais
intercâmbios de informações entre os agentes de distribuição e entre esses e as
entidades setoriais. Foi utilizada a nomenclatura definida no quadro a seguir.

DESPACHO Nº 1.222, DE 4 DE MAIO DE 2021
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 48500.006866/2019-38, decide por conhecer e, no mérito, negar
provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela Roraima Energia S.A., mantendose o teor da Resolução Homologatória nº 2.788, de 2020, que homologou a revisão do
plano de universalização rural da Distribuidora.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 1.223, DE 4 DE MAIO DE 2021
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 do Processo nº 48500.000831/2021-18 decidiu conhecer e, no mérito, negar
provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela Flora Energética Ltda. em face do
Despacho nº 679, de 16 de março de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 1.225, DE 4 DE MAIO DE 2021
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 48500.000893/2021-11, decide estabelecer o cronograma a ser
cumprido pela Linhas de Macapá Transmissora de Energia S.A. – LMTE, visando o
restabelecimento do montante total de transformação das subestações Macapá e Laranjal
do Jari, conforme estabelecido no Contrato de Concessão nº 009/2008, com as seguintes
etapas.
. Et a p a Descrição Data de
término
. 1 Entrega pela ABB dos 2 (dois) Transformadores na SE Macapá 28/08/2021
. 2 Conclusão pela ABB da montagem e comissionamento dos 2
(dois) Transformadores na SE Macapá
21/10/2021
. 3 Previsão de entrada em operação do novo TR02 de 150 MVA,
aquisitado junto à ABB, na SE Macapá
30/11/2021
. 4 Previsão de entrada em operação do novo TR01 de 150 MVA,
aquisitado junto à ABB, na SE Macapá
30/12/2021
. 5 Instalação do TR02 de 150 MVA reparado na WEG na SE
Macapá
30/12/2021
. 6 Instalação do TR02 de 100 MVA na SE Laranjal, retornando da
SE Macapá
30/12/2021
. 7 Retorno do TR 100 MVA para a SE Boa Vista, previsto no
Contrato, retornando da SE Macapá
30/01/2022
. 8 Retorno de 100 MVA para a SE Vila do Conde 30/01/2022
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 1.226, DE 4 DE MAIO DE 2021
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 do Processo nº 48500.005269/2017-24, decidiu pela aprovação do Segundo Termo
Aditivo ao Contrato de Concessão nº 50/2017- ANEEL, para correção da data de entrada
em operação comercial dos empreendimentos, de acordo com o estabelecido no Edital do
Leilão de Transmissão nº 05/2016-ANEEL.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 1.227, DE 4 DE MAIO DE 2021
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 no Processo nº 48500.002033/2020-31, decide por aprovar as minutas anexas de
Termos Aditivos aos Contratos de Concessão nº 020/2008-ANEEL e nº 001/2020-ANEEL ,
que alteram a denominação da concessionária titular de Evrecy Participações Ltda. para
Interligação Elétrica Evrecy S.A..
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 1.290, DE 6 DE MAIO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista o que consta nos Processos nºs
48500.003640/2020-19, 48500.003641/2020-63, 48500.003642/2020-16,
48500.003643/2020-52, 48500.003644/2020-05, 48500.003645/2020-41,
48500.003646/2020-96, 48500.003647/2020-31, 48500.003648/2020-85,
48500.003649/2020-20 e 48500.004767/2020-55, decide negar seguimento ao recurso
administrativo interposto por Renova Energia S.A. em face do Despacho nº 3.549, de 15 de
dezembro de 2020, por ser manifestamente inadmissível, ante a sua intempestividade e a
ilegitimidade da Recorrente.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
R E T I F I C AÇ ÃO
Na íntegra do Despacho nº 117, de 19 de janeiro de 2021, constante dos
Processos n° 48500.000327/2018-12 e 48500.000328/2018-59, cujo resumo foi publicado
no DOU, de 5 de fevereiro de 2021, Seção 1, p. 187, v. 159, n. 25, onde se lê: “(ii)
postergar para 1º de maio de 2021 a data de início de suprimento dos Contratos de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) das UFV Brígida e Brígida 2”,
leia-se: “(ii) deslocar, para 1º de maio de 2021, a data de início de suprimento dos
Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) das UFV Brígida e
Brígida 2; e (iii) determinar que o período reconhecido como excludente de
responsabilidade indicado no item “i” deve ser refletido na alteração do prazo final dos
C C EA R s ” .
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES
DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 1.289, DE 6 DE MAIO DE 2021
Processo no 48500.001218/2021-18. Interessado: Quinto Energy Ltda. Decisão:
Registrar o Recebimento do Requerimento de Outorga – DRO das Centrais
Geradoras Fotovoltaicas – UFVs Cambuí 1 e Cambuí 2, localizadas no município
de Irecê, estado da Bahia. A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará
disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente

DESPACHO Nº 1.291, DE 6 DE MAIO DE 2021
Processo nº: 48500.000681/2021-34. Interessado: Sociedade de Propósito Especifico
Freedom Fotovoltaica Colinas I Ltda. Decisão: Registrar o Requerimento de Outorga – DRO
da Central Geradora Fotovoltaica – UFV Freedom Fotovoltaico Colinas I, cadastrada sob o
Código Único de Empreendimentos de Geração – CEG nº UFV.RS.TO.052131-0.01, com
300.000 kW de Potência Instalada, localizada no município de Palmeirante, estado de
Tocantins, em favor da empresa Sociedade de Propósito Especifico Freedom Fotovoltaica
Colinas I Ltda., inscrita no CNPJ sob o nº 40.995.952/0001-07. A íntegra deste Despacho
consta dos autos e estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 1.296, DE 7 DE MAIO DE 2021
Processo nº 48500.000976/2021-19. Interessado: EOL Maral III SPE S.A. Decisão: Registrar
o Requerimento de Outorga da EOL Filgueira III, localizada no município de Areia Branca,
no estado do Rio Grande do Norte. A íntegra deste despacho e seu anexo constam dos
autos e estarão disponíveis em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 1.298, DE 7 DE MAIO DE 2021
O SUPERINTENDENTE DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO DA
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições conferidas pela
Resolução Normativa ANEEL nº 583, de 22 de outubro de 2013, e considerando o que
consta do Processo nº 48500.000649/2020-78, decide liberaras unidades geradoras UG5 a
UG8, de 4.200,00 kW cada, totalizando 16.800,00 kW de capacidade instalada, da EOL
Campo Largo XX, Código Único de Empreendimentos de Geração – CEG EOL.CV.BA.034647-
0.01, localizada no Município de Sento Sé, no Estado da Bahia, de titularidade da CLWP
Eólica Parque XX S.A., para início da operação em teste a partir de 8 de maio de 2021.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
DESPACHO Nº 1.299, DE 7 DE MAIO DE 2021
O SUPERINTENDENTE DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO DA
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições conferidas pela
Resolução Normativa ANEEL nº 583, de 22 de outubro de 2013, e considerando o que
consta do Processo nº 48500.001060/2019-53, decide liberar a unidade geradora UG5, de
3.550 kW de capacidade instalada, da EOL Costa das Dunas, Código Único de
Empreendimentos de Geração – CEG EOL.CV.RN.037959-0.01, localizada no município de
Touros, no estado do Rio Grande do Norte, de titularidade da SPE Costa das Dunas Energia
S.A., para início da operação em teste a partir de 8 de maio de 2021.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA
DESPACHO Nº 1.277, DE 6 DE MAIO DE 2021
A SUPERINTENDENTE DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA DA AGÊNCIA
NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições que lhe foram delegadas
por meio das Portarias n° 4.659, de 18 de julho de 2017, considerando o disposto na Lei
nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; na Resolução Normativa nº 484, de 17 de abril de
2012; no Despacho nº 3.368, de 1º de dezembro de 2020; na correspondência protocolada
sob o nº 48513.008911/2021-00 e o constante do Processo nº 48500.005758/2020-81;
decide: considerar atendida, pela Central Geradora Hidroelétrica Chalé S.A, a exigência de
envio dos documentos comprobatórios de formalização da operação anuída pelo Despacho
citado.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS
DE TRANSMISSÃO
DESPACHO Nº 1.279, DE 6 DE MAIO DE 2021
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO DA
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições que lhe foram
delegadas pela Portaria no 3.924, de 29 de março de 2016, e tendo em vista o que consta
do Processo nº 48500.001937/2021-21, decide por indeferir o requerimento da FCA Fiat
Chrysler Automóveis Ltda., a fim de não postergar o início da vigência do Termo Aditivo nº
7 ao Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST nº 038/2015.
LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ