Ro ao.br.04 rev.22-em_27_06_2016 11_45_48

Manual de Procedimentos da Operação
Módulo 10 – Submódulo 10.22
Rotina Operacional
APURAÇÃO DAS MUDANÇAS DE ESTADOS OPERATIVOS DE UNIDADES GERADORAS,
USINAS E INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS
Código Revisão Item Vigência
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MOTIVO DA REVISÃO
- Correção do número do submódulo do MPO ao qual pertence esta rotina operacional, em seu cabeçalho e
primeira página.
LISTA DE DISTRIBUIÇÃO
CNOS COSR-NCO COSR-NE COSR-S COSR-SE
Agentes de Geração Agentes de Importação/ Exportação

Manual de ProcedimentosdaOperação - Módulo 10 - Submódulo10.22
RotinaOperacional Código Revisão Item Vigência
APURAÇÃO DAS MUDANÇAS DE ESTADOS OPERATIVOS
DE UNIDADES GERADORAS, USINAS E INTERLIGAÇÕES
INTERNACIONAIS
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ÍNDICE
1. OBJETIVO......................................................................................................................................3
2. REFERÊNCIAS.................................................................................................................................3
3. CONCEITOS....................................................................................................................................3
4. CONSIDERAÇÕES GERAIS...............................................................................................................8
5. DESCRIÇÃO DO PROCESSO...........................................................................................................10
6. ATRIBUIÇÕES DOS AGENTES E DO ONS.........................................................................................17
7. ORIENTAÇÕES TÉCNICAS COMPLEMENTARES...............................................................................20
8. ANEXOS ......................................................................................................................................29
ANEXO 1 - CLASSIFICAÇÃO DAS MUDANÇAS DE ESTADOS OPERATIVOS DE UNIDADES GERADORAS........30
ANEXO 2 - CÓDIGOS PARA CLASSIFICAÇÃO DE EVENTOS........................................................................31
ANEXO 3 – CÁLCULO DAS TAXAS TEIFA E TEIP ........................................................................................32
ANEXO 4 – CÁLCULO DA TAXA TEIP DAS USINAS TERMELÉTRICAS, CONSIDERANDO O RESULTADO DA
APURAÇÃO DA DECLARAÇÃO DE INFLEXIBILIDADE DE GERAÇÃO DE USINA TERMELÉTRICA
PROGRAMADA E DESPACHADA CENTRALIZADAMENTE ................................................................36

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1. OBJETIVO
Operacionalizarosprocedimentosparaapuraçãodas mudanças de estados operativos e condições operativas
das Unidades Geradoras, Usinas e Interligações Internacionais, necessários para subsidiar a apuração dos
dados e informações sobre a operação realizada e o acompanhamento da manutenção.
2. REFERÊNCIAS
 Submódulo6.5dos Procedimentosde Rede doONS - "Programaçãode intervençõesem instalações de rede
de operação";
 Submódulo 10.6 dos Procedimentos de Rede – “Controle da geração em operação normal;
 Submódulo 10.16 dos Procedimentos de Rede “Dados e informações para contabilizações;
 Submódulo 16.4 dos Procedimentos de Rede “Recuperação de indicadores de desempenho em faixas de
alerta ou insatisfatória na perspectiva da manutenção;
 Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede) – “Glossário de termos técnicos”;
 Módulo 22 dos Procedimentos de Rede – “Análise de ocorrências e perturbações”.
 Submódulo25.8 dosProcedimentosde Rede –“Indicadores de desempenho de equipamentos e linhas de
transmissão e das funções transmissão e geração;
 Regras e Procedimentos de Comercialização - CCEE;
 Acordo Operacional ONS/CCEE;
 Resolução ANEEL nº 265, de 10 de junho de 2003;
 Resolução ANEEL nº 614, de 03 junho de 2014
 Ofício 140/2014 – SRG/ANEEL, de 10 de junho de 2014
3. CONCEITOS
3.1. Empreendimento de Geração
Conjunto de instalações destinadas à produção e disponibilização de energia elétrica ao sistema. Os
empreendimentos de geração têm como principais componentes as unidades geradoras,
transformadores elevadores de tensão e ativos de conexão ao sistema.
3.2. Unidade Geradora Térmica
Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Equipamento instalado entre o
sistema de suprimento de combustível e a bucha de baixa tensão do transformador elevador.
Considera-se a bucha de baixa tensão pertencente ao transformador elevador”
De forma a complementar esta definição, considera-se que a unidade geradora térmica, para o

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processo de apuração, se refere ao conjunto de equipamentos destinados à produção de energia
elétrica de origem térmica, incluindo o gerador elétrico, caldeira, turbina, condensador, sistema de
abastecimento, tratamento e alimentação de combustível, motores, bombas, trocadores de calor,
sistemas de condicionamento de ar, serviços auxiliares, sistemas de supervisão, proteção e controle
(velocidade, tensão, emissão de gases e partículas poluentes, vibração, ruído, etc), sistema de
tratamento e alimentação de água e demais componentes associados ao processo de produção de
energia elétrica.
3.3. Unidade Geradora Hidráulica
Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Equipamento instalado entre a
tomada deágua,o tubo de sucção e a bucha debaixa tensão do transformadorelevador. Considera-se
a bucha de baixa tensão pertencente ao transformador elevador.”
De forma a complementar esta definição, considera-se que a unidade geradora hidráulica, para o
processo de apuração, se refere ao conjunto de equipamentos destinados à produção de energia
elétrica de origem hidráulica, incluindo o gerador elétrico, turbina, sistema de tomada d’água,
motores,bombas,trocadoresde calor,serviçosauxiliares,sistemasde supervisão,proteção e controle
(velocidade,tensão, vibração, ruído etc) e demais componentes associados ao processo de produção
de energia elétrica.
3.4. Unidade Geradora Eólica
Conjuntode equipamentos destinados à produção de energia elétrica de origem eólica, incluindo os
aerogeradores elétricos, conversores de frequência, retificadores, inversores, serviços auxiliares,
sistemas de supervisão, proteção e controle e demais componentes associados ao processo de
produção de energia elétrica.
3.5. Transformador Elevador de Tensão
Equipamento elétrico, estático que, por indução eletromagnética, transforma tensão e/ou corrente
alternada entre dois ou mais enrolamentos, sem mudança de frequência.
3.6. Usina
Conjunto de equipamentos que compõe as unidades geradoras e correspondentes transformadores
elevadores de tensão de um empreendimento de geração.
3.7. Ativo de Conexão
Conjuntode equipamentosdestinadosexclusivamente à conexão da usina ao SIN. Excepcionalmente,
poderáhaversituaçõesde compartilhamento do ativo de conexão por mais de uma usina, sendo que
nesta situação a associação com cada usina será proporcional à potência autorizada para as mesmas.
3.8. Interligação Internacional
ConformeMódulo 20, Submódulo 20.1dos ProcedimentosdeRede: “Instalações que unem os sistemas
elétricos de duas concessionárias ou empresas de energia elétrica situadas em países distintos”.
De formaa complementarestadefinição, considera-se interligação internacional, para o processo de
apuração, como o sistema de transmissão, de uso exclusivo para conexão de sistemas elétricos de

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países distintos, podendo incluir linhas de transmissão, estações conversoras de freqüência,
subestações e equipamentos associados.
3.9. Submercados de Energia
Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Subdivisões do sistema
interligado,correspondentesa áreasdemercado,para asquaissão estabelecidos preços diferenciados
e cujas fronteiras são definidas em função da presença e duração de restrições relevantes de
transmissão”.
3.10. Disponibilidade Operacional
Potênciaativa,homologada pela ANEEL, que a unidade geradora, estando sincronizada ou desligada,
está em condições de produzir e fornecer ao sistema. São consideradas reduções de disponibilidade
operacional todase quaisquerrestriçõesque possam afetar sua produção normal de energia elétrica.
O mesmo entendimento aplica-se às interligações internacionais.
3.11. Disponibilidade Comercial
Potênciaativa,homologada pela ANEEL, que a unidade geradora, estando sincronizada ou desligada,
está em condições de produzir e fornecer ao sistema, considerando-se somente restrições de
responsabilidade do empreendimento de geração.Sãoexemplosde restriçõesde responsabilidade do
empreendimento de geração: aquelas originadas na própria unidade geradora, nos transformadores
elevadores de tensãoounoativode conexão, assim como desligamentos para testes ou treinamento
solicitados pelo agente proprietário ou operador designado pelo proprietário, atuação indevida de
sistemas de proteção e problemas ambientais do empreendimento de geração.
Não são consideradas reduções de disponibilidade comercial aquelas não caracterizadas como de
responsabilidade do empreendimento de geração, tais como: restrições por queda d’água, restrições
decorrentesdoSIN,problemasambientais que não são de responsabilidade do empreendimento de
geração.
O mesmo entendimento aplica-se às interligações internacionais.
3.12. Início de Operação em Teste
ConformeMódulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Instante do primeiro sincronismo
da unidade geradora ou primeira energização de unidades operativas e linhas de transmissão ou de
interligação entre sistemas elétricos internacionais ou entre submercados, autorizado pelo ONS após
liberação pela ANEEL, para atender as necessidades de ajustes de equipamentos e verificação do
comportamento do ponto de vista sistêmico”.
3.13. Operação Comercial
Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Situação operacional em que a
energia produzida pela unidade geradora está disponibilizada para o sistema e pode atender aos
compromissos mercantis do agente e/ou atender o seu uso exclusivo”.
De forma a complementar esta definição, considera-se em operação comercial, para o processo de
apuração, como o período a partir da data declarada pela ANEEL para o início de operação comercial
da unidade geradoraouinterligaçãointernacional, conforme despacho publicado no Diário Oficial da

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União.

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3.14. Desligamento Programado
ConformeMódulo 20, Submódulo 20.1dos ProcedimentosdeRede:“Desligamento degeradores,linhas
de transmissão ou demais equipamentos do sistema elétrico, programado em conformidade com o
estabelecido nos Procedimentos de Rede”.
De formaa complementarestadefinição, considera-sedesligamento programado, para o processo de
apuração, como o eventode indisponibilidade de uma unidade geradora ou interligação internacional
resultante de intervençõesque atendamaos critériosque caracterizamum desligamentoprogramado,
estabelecidos no Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede do ONS.
3.15. Desligamento Forçado
Conforme Módulo 20, Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede: “Desligamento de um
componente de serviço,emcondiçõesnãoprogramadas,geralmente resultante da ocorrência de uma
condição de emergência que imponha o desligamento manual ou automático do equipamento para
evitar risco de morte e/ou de dano a equipamento ou outras consequências indesejadas para o
sistema elétrico”.
De forma a complementar esta definição, considera-se desligamento forçado, para o processo de
apuração, como o eventode indisponibilidade de uma unidade geradora ou interligação internacional
ocorrido em condições não programadas, por atuação manual ou automática.
3.16. Desligamento de Geração em Aproveitamento
Considera-se desligamento de geração em aproveitamento, para o processo de apuração, como o
desligamento em empreendimento de geração ou interligação internacional para intervenção
programada,emaproveitamentoaoutrasintervenções nosistema de transmissão ou de distribuição,
não caracterizadas como de responsabilidade do empreendimento de geração ou interligação
internacional.
As indisponibilidadesdecorrentesde desligamentos emaproveitamentopoderão ser desconsideradas
no cálculoda taxaTEIP, desde que o desligamentoemaproveitamentosejaprogramadoe ocorraentre
o início e o término do desligamento principal.
3.17. Comprovação de disponibilidade de Geração
Procedimento a que deve ser submetida toda unidade geradora de empreendimentos de geração
despachadoscentralizadamente pelo ONS, após indisponibilidade programada ou forçada, conforme
artigo 15 da REN 614/2014, por um período de no mínimo de 4 (quatro) horas, cujo objetivo é fazer
com que a unidade geradoracomprove sua disponibilidade de geração por meio de operação a plena
carga.

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4. CONSIDERAÇÕES GERAIS
4.1. São apurados por esta rotina:
 os eventos de mudanças de estado operativo, condição operativa e de disponibilidade de
Unidades Geradoras hidrelétricas, termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU declarado
diferente de zero e Interligações Internacionais que operam sob despacho centralizada do ONS;
 os eventosde mudançade estadooperativo,condiçãooperativae de disponibilidadede unidades
geradoras e interligações internacionais que estiverem em comissionamento;
 os dados relativos ao início de operação em teste e início de operação comercial de unidades
geradoras e interligações internacionais
 as eventuais repotenciaçõese desativações de unidadesgeradoras e interligações internacionais,
registrando-se data, horário e demais informações necessárias.
4.2. Para as finalidades dessa rotina de operação, grupos de unidades geradoras com baixo valor de
potência poderão ser tratados de forma agregada, representados por uma unidade geradora
equivalente com potência igual ao somatório das potências das unidades geradoras do grupo.
4.3. A classificaçãodasintervençõesocorridasem unidadesgeradoras e interligações internacionais segue
os critérios estabelecidos no Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede – “Programação de
intervenções em instalações da rede de operação”.
4.4. A atividade de apuração dos eventos de mudanças de estado operativo, condições operativas e de
disponibilidades de unidades geradoras e interligações internacionais que operam sob despacho
centralizado do ONS, é feita com a utilização de um sistema de apuração específico – “Sistema de
Apuração de Mudanças de Estados Operativos – SAMUG”.
4.5. Para controle doprocessode consistênciadosdadosefetuadopelasequipesde pós-operação do ONS,
os dadosarmazenadosnaBase de Dados Técnicapossuemumindicadorde qualidade que identifica o
nível de consistência em que os mesmos se encontram, conforme a seguir:
 Dado em análise: dado obtido da área de tempo real, que ainda não passou pelo processo de
consistência;
 Dado consistido em 1° nível: dado que passou pela primeira fase de consistência no ONS;
 Dado consistido em 2º nível: dado que passou pelo processo de consistência com o agente;
 Dado consistido em 3º nível: dado que passou por todo o processo de consistência no ONS,
constituindo a posição final deste, após todas as análises pertinentes.
4.6. Para o registro das horas consideradas na apuração dos dados deverá ser utilizada a hora de Brasília.
Para as indisponibilidades que se iniciam fora do horário de verão e terminam durante o horário de
verão, deve-se registrar uma hora a menos quando do término das mesmas.
Para as indisponibilidadesque se iniciamduranteohoráriode verãoe terminam após o encerramento

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do horário de verão, deve-se registrar uma hora a mais quando do término das mesmas.
4.7. O relacionamento para as apurações de que trata esta rotina operacional deve ser efetuado com o
agente proprietário da instalação ou equipamento, ou com o agente designado por este, conforme
procedimentos estabelecidos na RO-RO.BR.02 - Designação de interlocutores e contatos para o
relacionamento operacional entre os centros de operação do ONS e agentes.
4.8. Caso umagente não consolide asinformaçõesde mudançasde estadooperativo,condiçãooperativa e
de disponibilidade de suas unidades geradoras e interligações internacionais dentro dos prazos
estabelecidos por esta rotina, o ONS consolidará as informações referentes a este agente com os
dados disponíveis na Base de Dados Técnica do ONS.
4.9. As informações referentes à restrição de potência em razão de redução da queda útil, no caso de
usinas hidrelétricas, e em razão de temperatura, no caso de usinas termelétricas, deverão ser
previamente disponibilizadas pelo agente de geração ao ONS para efeito de desconsideração no
cálculo das taxas.
4.10. Para efeitode apuração diáriade disponibilidade será admitida uma tolerância de 5% ou 5 MW, o que
for menor,emrelação à potêncianominal homologadapelaANEELouao valor programado, conforme
o caso. Essa tolerâncianão seráadmitidase houveroutrarestriçãona unidade geradora,ouquando da
realização da comprovação de disponibilidade de geração.
Para a apuração diáriada disponibilidade,nocasodas usinashidrelétricas,serãoutilizadososdados de
níveis de montante (24h00) e jusante (média diária) disponíveis no ONS para utilização da curva de
colina fornecida pelo agente,
Restrições parciaisde disponibilidadede unidadesgeradorasde usinastermelétricas e de hidrelétricas
(situações de geração verificada inferior à programada, considerando-se as tolerâncias indicadas
acima) poderão ser registradas de forma equivalente para cada dia (registro às 00h00 do dia), com
valorcalculadopeladiferençamédiaentre ageraçãoverificadae a potêncianominal homologada pela
ANEEL. Alternativamente, poderá haver discretização de registros durante o dia, sempre que
necessário.
4.11. Para efeito de apuração de restrição parcial no processo de sincronização e para atingir a potência
máximadespachadapeloONS,no casode despachoprogramado e demais restrições, serão utilizadas
as informações declaradas pelo agente, registradas no cadastro de informações operacionais,
conforme SM10.18.

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5. DESCRIÇÃO DO PROCESSO
5.1. Diretrizes Gerais
5.1.1. A permanência de um estado operativo ou de uma restrição operativa com duração inferior a 1
(um) minuto deverá ser desconsiderada para fins da apuração de que trata esta rotina
operacional.
5.1.2. Os eventos de mudanças de estados operativos são registrados pelo ONS considerando as
informações de ‘Equipamento/Instalação’, ‘Data/Hora de Início Verificada’, ‘Estado Operativo’,
‘Condição Operativa’, ‘Origem’, ‘Disponibilidade’ e ‘Comentário’.
5.1.3. As classificações de ‘Estado Operativo’ e ‘Origem’ devem considerar o fato gerador do evento.
Assim,porexemplo,se houver desligamento de uma unidade geradora em decorrência de uma
intervenção programada no ativo de conexão, esse evento deverá ser registrado com o estado
operativo DPR – Desligado para manutenção programada e classificação de origem GAC –
Restrição elétrica imposta por ativos de conexão de uso exclusivo da geração.
5.1.4. O horário a ser registrado como o de início de uma indisponibilidade de uma unidade geradora
ou interligação internacional, quando de intervenções programadas, deve ser aquele
correspondente aodesligamentodo disjuntor que conecta a mesma ao sistema. Caso a unidade
geradoraou interligaçãointernacionaljáestejadesligada por conveniência operativa, o início da
indisponibilidadecorresponde aoinstante de sualiberaçãopeloONSparao inícioda intervenção.
5.1.5. O horário a ser registrado como o de início de uma restrição parcial deve ser aquele
correspondente aoinstante emque ocorre alimitaçãodadisponibilidadeda unidade geradoraou
interligaçãointernacional.Otérminode umarestriçãoparcial deve seraquele correspondenteao
instante em que é eliminada a limitação da disponibilidade.
5.1.6. Todo evento de mudança de estado operativo que caracteriza uma indisponibilidade total ou
parcial de uma unidade geradora ou interligação internacional deverá obrigatoriamente ter seu
campo de comentário preenchido com a descrição elucidativa do motivo da indisponibilidade.
5.1.7. Nas situações de indisponibilidades de responsabilidade do empreendimento de geração
consideradas para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP, em que existirem intervenções de
manutençãopordiferentesmotivos,deverá prevalecer a classificação de origem que demandar
mais tempo de indisponibilidade.
5.1.8. Intervenções sem desligamento não deverão ser classificadas como indisponibilidades.
Entretanto,se a intervençãodemandarqualquerlimitação de geração, deverá ser registrado um
evento com o estado operativo LIG – Ligado, com a condição operativa RPR – Restrição
programada ou RFO – Restrição forçada e a classificação de origem que caracterize o motivo da
restrição e o respectivo valor de disponibilidade.

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5.1.9. Os registros de mudanças de estado operativo, de condição operativa e de disponibilidade de
unidadesgeradorasquando de operaçãoemteste e quando de operação comercial de unidades
geradoras e interligações internacionais, devem ser realizados conforme a seguir.
5.1.9.1. Quando da entrada em operação em teste de comissionamento de novas unidades geradoras ou
interligaçõesinternacionais,devemserregistradoscomooperaçãoemcomissionamento,osseguintes
eventos:
a) O primeiro, à 00h00 do primeiro dia do mês de início de operação em teste, com o estado
operativo DCA e com origem GAG.
b) O segundo, com as informações de data, horário e o efetivo estado operativo da unidade
geradora ou interligação internacional no momento da primeira conexão ao sistema, com
correspondente condição operativa, valor de disponibilidade e origem caso necessária. Se esse
instante ocorrer à 00h00 do primeiro dia do correspondente mês, esse registro substituirá o
anteriormente citado.
5.1.9.2. Quando da entrada em operação comercial de novas unidades geradoras ou interligações
internacionais, devem ser registrados, como operação comercial, os seguintes eventos:
a) O primeiro, à 00h00 do primeiro dia do mês de início de operação comercial, com o estado
operativo DCA e com origem GAG.
b) O segundo,coma informaçãode data e horárioda entradaemoperaçãocomercial,como código
de estado operativo EOC - Entrada em operação comercial e condição operativa normal, que
servirá de referência para identificar o início de operação comercial da unidade geradora ou
interligação internacional.
c) O terceiro,coma informaçãode data, horárioe o efetivo estado operativo unidade geradora ou
interligação internacional, no mesmo instante do registro de entrada em operação comercial,
com correspondente condiçãooperativa, valor de disponibilidade e origem, caso necessária. Se
esse instante ocorrerà00h00 do primeirodiadocorrespondente mês,esse registro substituirá o
registro citado no item a).
5.1.9.3. Os procedimentos contidos nos itens 5.1.10.1 e 5.1.10.2 também se aplicam respectivamente para a
suspensão da operação comercial em caráter temporário e para a retomada da operação comercial
das unidades geradoras e interligações internacionais suspensas.
5.1.10. As apurações de mudanças de estado operativo, de condição operativa e disponibilidade de
usinasprogramadas e despachadas centralizadamente e de interligações internacionais devem
ser realizadas conforme a seguir:

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5.1.10.1. Para usinas programadas e despachadas centralizadamente pelo ONS:
a) Quando as unidades geradoras da usina forem representadas individualmente:
Os eventosde mudançade estadooperativo, de condiçãooperativae de disponibilidade devem
ser registrados por unidade geradora.
b) Quandounidadesgeradoras da usina forem agrupadas e representadas por unidades geradoras
equivalentes:
Os eventosde mudançade estadosoperativos, de condiçãooperativae de disponibilidade devemser
registrados por unidade geradora equivalente, isto é, deverão ser registradas restrições totais
(desligamento) ouparciaisde acordocom a disponibilidade das unidades geradoras que compõem a
unidade geradora equivalente, registrando-se sempre a classificação preponderante.
5.1.10.2. Para interligações internacionais
a) Os eventosde mudançade estadooperativo, de condiçãooperativae de disponibilidade devem
ser registrados analogamente aos registros por unidade geradora equivalente;
b) Nas situaçõesem que a interligação internacional estiver exportando energia, a mesma deverá
ser considerada indisponível para importação de energia para o SIN. Nesses casos, deve-se
registrar o estado operativo LIG – Ligado como gerador, condição operativa RPR – Restrição
programada, valor da disponibilidade igual a zero e classificação de origem EXT.
5.1.10.3. Os eventosdecorrentes de ocorrênciasou perturbações,que necessitem de relatórios de análise, de
acordo com o Módulo 22 dos Procedimentos de Rede, devem ser inicialmente classificados com o
código de origem GOO, apenas para aqueles casos em que houver dúvidas quanto a origem do
evento. Deve-se aguardar as conclusões destes relatórios, somente nesses casos para que as
classificações sejam atualizadas de forma retroativa.
Quando de envio de relatórios técnicos, com esclarecimentos a respeito de situações específicas,
conforme previsto no item 7.1.3, ou quando de solicitações do ONS para eventos a serem
esclarecidos,deverãoserencaminhadospelosagentesematé 60 diascorridos após a disponibilização
dos referidos eventos para consistência. Enquanto perdurar esse prazo de envio das informações
pelosagentes, o evento deverá ser registrado com o código de origem GOO. O descumprimento do
prazo acarretará atualização do evento com a posição final do ONS. Após a conclusão das análises
pelo ONS, os eventos terão as suas classificações de origem atualizadas a partir da data do
fechamento da análise, de forma retroativa à data da ocorrência, assim como as taxas equivalentes
de indisponibilidade.
5.1.10.4. Os relatóriostécnicos ouesclarecimentossolicitadospelo ONSdevemserencaminhados diretamente
ao gerente executivo do centro regional de operação com o qual se relaciona, por meio de carta.

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5.1.11. As solicitações para revisão de registros apurados das unidades geradoras e interligações
internacionais,consistidasounão pelos agentes, somente serão analisadas se recebidas dentro
de um período de 90 (noventa) dias após a data da ocorrência do evento.
5.2. Desligamentos e Indisponibilidades
5.2.1. Estando uma unidade geradora ou interligação internacional desligada por conveniência
operativa, e caso o agente de geração queira realizar um serviço com a mesma desligada, essa
deverá ser classificada como indisponível, mesmo que o seu retorno à operação possa ser
realizado imediatamente.
5.2.2. As Indisponibilidades decorrentes de intervenções programadas caracterizadas como
desligamento emaproveitamento serãoclassificadascomo estadooperativoDAP –Desligado em
Aproveitamento, com a correspondente classificação de origem que caracterize a intervenção.
Para a apuração de indisponibilidades caracterizadas por desligamento em aproveitamento,
devem ser consideradas as seguintes particularidades:
5.2.2.1. Se ao términoda intervençãoprincipal,a unidade geradoraouinterligação internacional permanecer
indisponível, deverá ser registrado um evento com o estado operativo DPR – Desligado para
manutenção programada,correspondenteaeste instante,mantendo-se aclassificaçãodaorigem que
caracterizou a intervenção em aproveitamento;
5.2.2.2. Se ao término de uma intervenção em aproveitamento, a unidade geradora ou interligação
internacional permanecer indisponível devido à intervenção principal, deverá ser registrado um
evento com o estado operativo DPR – Desligado para manutenção programada, correspondente a
este instante, com mudança de classificação com relação à origem da indisponibilidade de forma a
caracterizar a intervenção principal.
5.2.3. Quando da ocorrência de um desligamento forçado de uma unidade geradora ou interligação
internacional nãocaracterizadacomode responsabilidade do empreendimento de geração ou da
interligação internacional, o instante desta ocorrência deverá caracterizar o início de uma
indisponibilidade forçada, registrando um evento com o estado operativo DEM – Desligado em
emergência ou DAU – Desligamento automático, com a correspondente classificação de origem
externa que caracterize a causa. Se depois de restabelecida a condição que provocou o
desligamentoforçado,não for obtido sucesso na tentativa de religamento da unidade geradora
ou interligaçãointernacional emfunçãode umacausa de responsabilidade do empreendimento
de geração ou da interligação internacional, esse instante deverá caracterizar o início de uma
indisponibilidadeforçada,registrando-se umeventocomoestado operativoDEM– Desligado em
emergência e com a correspondente classificaçãode origem interna que caracterize o motivo do
impedimento do sincronismo.

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5.2.4. Quando da ocorrência de um desligamento forçado de uma unidade geradora ou interligação
internacional emfunçãode responsabilidade do empreendimento de geração ou da interligação
internacional, o elemento em questão deverá permanecer com o mesmo estado operativo e
classificação de origem que caracterize o motivo do desligamento, até que seja disponibilizada
para a operação, mesmo que tenha ocorrido intervenção de equipe de manutenção em caráter
de urgência ou programada durante o período de indisponibilidade para corrigir o defeito.
Nas situações em que já existir programação de intervenção para a unidade geradora ou
interligação internacional, relacionada ao defeito que provocou a ocorrência, tal evento
programado somente poderá ser registrado de acordo com o horário programado para a
intervenção,istoé,apartirdo horárioprogramadopara a intervençãoseráregistradoumevento
com o estadooperativo DPR– Desligado para manutenção programada, mantendo-se a origem
já registrada.
Nas situações em que já existir programação de intervenção para a unidade geradora ou
interligação internacional não relacionada ao defeito que provocou a ocorrência, a
correspondente indisponibilidade programadanãopoderáserregistrada até que seja eliminado
o defeito que provocou a ocorrência.
5.2.5. O términode indisponibilidade quandode intervençõesprogramadasoudesligamentos forçados
deverácorresponderaoinstante daformalização emtemporeal,por parte do Agente Operador,
da disponibilizaçãodaunidade geradoraouinterligação internacional ao ONS, observando-se as
seguintes particularidades:
5.2.5.1. Se a unidade geradorajá estiver sincronizada ao SIN no instante da formalização de disponibilização
ao ONSpor parte de seu agente operador,deverá ser registrado para este instante um evento com o
estado operativo LIG, LCC, LCS e LCI – ligado como gerador ou compensador síncrono e
correspondente condição operativa. O mesmo deve ser adotado para o caso de uma interligação
internacional que jáestiverligadaquandodaformalização emtemporeal de disponibilização ao ONS
por parte de seu agente operador;
5.2.5.2. Se a unidade geradoranãoestiversincronizadaaoSIN noinstante daformalizaçãode disponibilização
ao ONS por parte de seu agente operador, o término da indisponibilidade deverá ser o instante da
referida formalização em tempo real, desde que restem apenas as manobras de origem sistêmicas
necessárias para a conexão ao SIN. Para este instante deverá ser registrado um evento com estado
operativo DCO - Desligado por conveniência operativa e correspondente condição operativa. O
mesmodeve seradotadopara o caso de uma InterligaçãoInternacional que nãoestiverligadaquando
da formalização de disponibilização ao ONS por parte de seu agente operador.
Observação: Qualquerperíodode temposuperioraotemponecessáriopara execução das manobras
de origem sistêmicas para a conexão de uma unidade geradora ou interligação internacional ao SIN
será consideradocomoindisponibilidadede responsabilidadedo empreendimento de geração ou da
Eventuais energizações e desligamentos de unidade geradora ou interligação internacional que se
encontre indisponível para o sistema (sob intervenção) não deverão ter registro no processo de

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apuração de mudança de estado operativo da mesma. Esses eventos podem ocorrer durante
intervenções,testesoutreinamentos,estandoainstalação ouequipamento em operação comercial.
5.2.6. Para unidadesgeradoras desligadasdevidoàinsuficiênciade quedaútil oude afluência, deve ser
cadastrado um evento com estado operativo DCO, condição operativa RFO, origem GRE e
disponibilidade igual a 0 (zero).
5.2.7. Quandoocorrerem,emuma mesmainstalação,duasoumaisrestriçõessimultâneascom origens
distintas:
 A classificação da restrição cuja origem consta no item 7.1.3.1 desta rotina operacional
prevalecerá sobre a classificação das restrições cujas origens constam nos itens 7.1.3.2 e
7.1.3.3, para o período em que as restrições perdurarem simultaneamente,
independentemente do montante de cada restrição;
 Se, ao término da restrição cuja origem consta no item 7.1.3.1 desta rotina operacional, a
unidade geradoraouinterligaçãointernacional permanecercomrestriçãocuja origem conste
no item 7.1.3.2 ou no item 7.1.3.3, deverá ser registrado novo evento com a origem
específica.
5.2.8. Quando ocorrerem, em uma mesma instalação, duas ou mais intervenções simultâneas, com
desligamento, com origens distintas:
Para intervenções programadas, as classificações cujas origens constam nos itens 7.1.3.2
prevalecerão sobre aquelas de origem que constam no item 7.1.3.1 para os períodos que
perdurarem simultaneamente. Após este período, deverá ser registrado evento com origem
específica, conforme intervenção ainda em execução. Para aproveitamentos de
indisponibilidadescomcausasexternasaoempreendimentode geração,devem ser adotados os
critérios apresentados no item 3.16.
5.3. Sincronismo e tomada de carga
5.3.1. Quando do sincronismo de unidades geradoras para atendimento ao despacho programado do
ONS,deve serconsiderado o tempo total para o seu sincronismo e tomada de carga, constantes
no cadastro de informações operacionais conforme SM 10.18, declaradas pelo agente
proprietário. No caso do sincronismo de unidade geradora para atendimento a despacho não
programado, por restrição elétrica, deve ser considerado o tempo total previsto no anexo I da
Resolução 614/2014. Após decorrido o tempo para sincronismo e para tomada de carga, se a
unidade geradoraaindanãoestivercomo valordespachadode geração,deverásercaracterizada
indisponibilidade/restrição, desde o início do despacho. O mesmo procedimento deve ser
adotadopara situaçõesemque a unidade geradoraestiveremcondiçãoespecial de conservação
durante períodos de desligamentos prolongados, o que ocorre especialmente com unidades
geradoras termelétricas quando não há previsão de despacho.

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5.3.2. Quandoa geração verificadaforinferior à geração despachada, após os tempos permitidos para
sincronismo e a rampa de tomada de carga, a diferença para a potência outorgada pela ANEEL
será registrada como restrição de operação desde o início do despacho. Essa restrição de
operaçãocessará apósatingidoovalor despachado que originouarestrição,desde que esse valor
seja atingido em até 24 horas do início do despacho do ONS.
Se a restrição perdurar por mais de 24 horas a partir do início do despacho do ONS, estando a
UG sincronizada no SIN ou não, haverá a necessidade de comprovação de disponibilidade
conforme previsto na Resolução ANEEL nº 614/2014.
5.3.3. Quandoa usinanão alcançar o valordespachadodurante operíodoque estiversendo necessária
ao sistema, istoé,despachadapeloONS,oagente poderásolicitarcontinuidade da geração após
esse período, declarando inflexibilidade em tempo real, com o objetivo de alcançar o valor
despachado e cessar a restrição a partir do instante em que a geração verificada atingir o valor
despachado,desde que o valor despachado seja atingido em até 24 horas do início do despacho
do ONS.
5.3.4. Havendo uma restrição de geração e o despacho de geração cessar, ou seja, não houver mais
necessidadede geraçãoa partirde determinadoinstante,pordecisãoemtempo real, e o agente
não solicitar a continuidade do despacho de geração, a restrição perdurará até que haja a
comprovaçãode disponibilidade conforme Resolução ANEEL nº 614/2014, ou seja, geração plena
por 4 horas. O agente pode solicitaracontinuidade dageração por inflexibilidade, e caso o ONS
não permita tal continuidade de geração, haverá suspensão temporária da restrição a partir
desse momento, sendo que tal suspensão perdurará até que o ONS permita a comprovação de
disponibilidade, ou seja, geração plena por 4 horas. O resultado dessa comprovação de
disponibilidaderetroagiráaoinstante de solicitaçãode continuidade dodespachode geraçãoque
foi negado ao agente pelo ONS em tempo real.
5.3.5. Se durante a sincronizaçãoda unidade geradoraavapor em usinas com ciclo combinado, houver
necessidade de redução da geração ou desligamento de unidade a gás, a indisponibilidade da
unidade agás só seráapurada após transcorridoumtempo chamado de franquia, que é contado
a partir do instante de sincronização da correspondente unidade a vapor.
Os tempos de franquia destinados ao retorno da geração da unidade a gás ao seu valor
despachado são função do tempo de parada da correspondente unidade a vapor:
Tempo (t) de parada da unidade a
vapor [horas]
Franquia para obtenção da potência
despachada peloONS na unidade a gás [horas]
t ≤ 2 1,5
2< t ≤ 7 5,0
t >7 8,0

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5.3.6. Quando não for obtido sucesso na tentativa de sincronismo de uma unidade geradora ou de
energizaçãode umainterligaçãointernacional que esteja desligada, o instante desta ocorrência
deverácaracterizaro iníciode uma indisponibilidadeforçadaregistrandooestadooperativoDEM
– Desligado em emergência, com a correspondente classificação de origem que caracterize o
motivo do impedimento do sincronismo.
Se o estadooperativoanterior aessatentativasem sucesso de sincronismo for DCO – Desligado
porconveniência operativa,e o motivodo insucessonatentativade sincronismo foromesmo de
eventual indisponibilidade anterior ao DCO, esta indisponibilidade deverá ser mantida durante
todo o período, desconsiderando o período anteriormente registrado como desligado por
conveniência operativa, até que haja nova disponibilização para a operação.
6. ATRIBUIÇÕES DOS AGENTES E DO ONS
6.1. Centros Regionais de Operação do Sistema (COSR) – ONS.
6.1.1. Atribuições diárias (exceto finais de semana e feriados).
6.1.1.1. Coletar e consistir os dados de mudanças de estados operativos, condições operativas, origem e de
disponibilidadede unidades geradoras, usinas e interligações internacionais, assim como o início de
operação em testes e o início de operação comercial das instalações de sua área de atuação. O
processode coletae consistênciade dadosdeve serfeitocombase nos seguintes recursos: programa
de intervençõesdefinidono Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede do ONS, com apoio do SGI –
Sistema de Gestão de Intervenções; dados disponíveis nos sistemas de suporte à operação;
informaçõesregistradasem temporeal pelos operadores de sistema,informações de disponibilidade
declaradas no PMO e em suas revisões e dados complementares informados pelos agentes.
6.1.1.2. Efetuar a triagem dos dados e informações citadas no item anterior, classificando-os conforme
descritonestarotinaoperacional, utilizando o sistema de apuração de dados específico (processo de
consistência em 1º nível).
6.1.1.3. Enviarpara o CNOS,diariamente,osdadose as informações apurados dodiaanterior,até às 12h00 de
cada dia corrente, mesmo que o processo de consistência dos mesmos não esteja concluído.
6.1.1.4. Interagircomos agentespara dirimirdúvidase inconsistências nos dados e informações registrados.
Os agentes têm um prazo de 3 dias úteis após a disponibilização dos registros pelo ONS, para
concluírem o processo de consistência (processo de consistência em 2º nível).
6.1.1.5. Em caso de contestação de registros pelos agentes e deferimento dessas contestações pelo ONS,
atualizaros correspondentesregistros e disponibilizá-los ao CNOS em até 4 dias úteis após a referida
contestação. Osregistrosnão consensados são sinalizados no sistema de apuração de modo a serem
identificados pelos agentes.

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6.1.1.6. Interagir com o CNOS quando das análises de solicitações dos agentes para desconsideração de
indisponibilidades no cálculo das taxas TEIFa e TEIP, referentes a eventos para modernização ou
reformaque tragam ganhosoperativos ao sistema elétrico, àquelas decorrentes de vícios ocultos ou
motivados por força maior.
6.1.1.7. Às segundas-feirase dias subsequentes aferiados,os horáriosdefinidosnos itens anteriores poderão
ser flexibilizados, desde que não haja comprometimento da conclusão da apuração no próprio dia.
6.1.2. Atribuições mensais.
6.1.2.1. Concluirasapuraçõesdas mudançasde estadosoperativos,condiçõesoperativase de disponibilidade
de unidades geradoras, usinas e interligações internacionais de sua área de atuação, eliminando
eventuais pendências com os agentes envolvidos (processo de consistência em 2º nível);
6.1.2.2. Atualizar, quando necessário, os dados e informações pendentes e reenviá-los ao CNOS até o 4°
(quarto) dia útil do mês subseqüente ao do mês referente à apuração.
6.2. Centro Nacional de Operação do Sistema (CNOS) - ONS
6.2.1. Atribuições diárias (exceto finais de semana e feriados)
6.2.1.1. Registrar no histórico de dados da Base de Dados Técnica do ONS, até às 14h00, os dados e as
informações consistidos em 1° nível referentes ao dia anterior.
6.2.1.2. Efetuar o cálculo da disponibilidade sincronizada, agregada por usina, para o período de ponta de
carga do dia anterior.
6.2.1.3. Atualizar no histórico de dados da Base de Dados Técnica do ONS, quando necessário, os dados e as
informações decorrentes do processo de consistência de 2° nível.
6.2.1.4. Às segundas-feirase diassubseqüentesaferiados,oshoráriosdefinidosnos itens anteriores poderão
ser flexibilizados, desde que não haja comprometimento da conclusão da apuração no próprio dia.
6.2.1.5. Enviar aos agentes de geração e agentes de importação/exportação de sua área de atuação,
diariamente, até às 15h00, os dados e as informações apurados já classificados e registrados.

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6.2.2.1. Concluirasapuraçõesdas mudançasde estadosoperativos,condiçõesoperativase de disponibilidade
de unidades geradoras e interligações internacionais até o 7º (sétimo) dia útil do mês subseqüente
(processo de consistência em 3º nível).
6.2.2.2. Atualizarosdadose informaçõesno históricode dadosdaBase de DadosTécnica,até o 8º (oitavo) dia
útil do mês subseqüente ao de apuração, já consistidos em 3º nível.
6.2.2.3. Efetuaro cálculodas taxasTEIFa e TEIP para as usinas programadase despachadascentralizadamente
e das Interligações Internacionais programadas pelo ONS e registrar os resultados no histórico de
dados da Base de Dados Técnica, até o 8º (oitavo) dia útil do mês subseqüente ao de apuração.
6.2.2.4. Disponibilizar à CCEE, pelo sistema de troca de informações entre as partes, todos os dados e
informações previstos no Acordo Operacional ONS/CCEE, até o 8º (oitavo) dia útil do mês
subseqüente ao de apuração.
6.2.2.5. Disponibilizaraos agentesproprietários dasusinas e interligaçõesinternacionais ouagentes indicados
pelos mesmos, no site do ONS, aplicativo HDOM – Histórico de Dados Disponibilizados pelo ONS à
CCEE, até o 9º dia útil do mês subseqüente ao de apuração, todos os dados e informações
disponibilidazos à CCEE referentes a seus empreendimentos.
6.3. Agentes proprietários de usinas programadas e despachadas e interligações internacionais
programadas pelo ONS ou agentes indicados pelos mesmos
6.3.1. Atribuições diárias.
6.3.1.1. Prestar as informações solicitadas pelo ONS necessárias para a apuração de dados e informações
prevista nessa rotina operacional.
6.3.1.2. Consistir com o COSR com o qual se relaciona, os dados e informações de mudanças de estados
operativos, de condições operativas e de disponibilidade de unidades geradoras e interligações
internacionais,em até 3 dias úteis após a disponibilização dos mesmos na interface web do SAMUG.
6.3.1.3. Caso umagente não consolide asinformaçõesde mudançasde estadooperativo,condiçãooperativae
de disponibilidade das suas unidades geradoras e interligações internacionais nos prazos
estabelecidos por esta rotina, o ONS consolidará as informações referentes a este agente com os
dados disponíveis na Base de Dados Técnica do ONS.

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6.3.2.1. Consistir, com o COSR com o qual se relaciona, os dados de mudanças de estados operativos,
condições operativas e de disponibilidade de unidades geradoras, usinas e interligações
internacionais,que se encontrarempendentes, até o 3° (terceiro) dia útil do mês subsequente ao de
apuração.
As pendências referem-se aos dados já apurados ao longo do mês e que tenham sido contestados
tempestivamente pelos agentes, para os quais o ONS necessita análise mais detalhada para
esclarecimentos e dirimir dúvidas.
6.3.3. Atribuições eventuais:
6.3.3.1. DisponibilizaraoONS, antesda entradaemoperaçãocomercial, as informaçõesreferentes à restrição
de potência em razão da queda útil, no caso de usinas hidrelétricas.
6.3.3.2. Disponibilizarao ONS,antesda entradaemoperaçãocomercial,as informaçõesreferentes à restrição
de potência em função da temperatura ambiente, no caso de usinas termelétricas.
7. ORIENTAÇÕES TÉCNICAS COMPLEMENTARES
7.1. Processo de Apuração
Para o processode apuração, oseventosde mudanças de estado operativo, condição operativa e de
disponibilidadedevemserregistradosnaBase de DadosTécnicado ONS,com utilização do aplicativo
desenvolvidoparaestafinalidade,identificadocomoSAMUG,seguindooscritériosdefinidos no item
4 dessa rotina e com as classificações de ‘estado operativo’, ‘condição operativa’ e ‘origem’,
apresentadas a seguir:
7.1.1. Classificação das origens de mudança de estado operativo:
LIG - Ligado como gerador.
LCS - Ligado como compensador síncrono, por solicitação do ONS, para controle de tensão.
LCC - Ligado como compensador síncrono, por solicitação do agente.
LCI - Ligado como compensador síncrono, por solicitação do ONS, por outro motivo que não o controle de
tensão.
RDP - Operação caracterizadapelapartidade uma unidade geradoratermelétrica que se encontra em reserva
de prontidão, atendendo solicitação do ONS, sendo sucedida pelo cancelamento do processo de
sincronização, também por solicitação do ONS.
Observação: Para interligaçõesinternacionais nãodeverão ser utilizados os estados operativos LCS, LCC, LCI e
RDP.
DEM - Desligadoememergência, manualmente para evitar risco de vida e/ou danos a equipamento, quando

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não há tempo hábil para comunicação e providências pelo ONS.
DUR - Desligado em urgência, após tratativas prévias e autorização dos centros de operação do ONS.
DAU - Desligado automaticamente por atuação de sistema de proteção ou de controle.
DCO - DesligadoporconveniênciaoperativadoONSoupor insuficiênciade queda útil ou afluência para usinas
hidrelétricas.
DPR - Desligado para manutenção programada ou durante período de intervenções para testes, de acordo os
prazos estabelecidos no Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede do ONS.
DAP - Desligamento em aproveitamento para intervenção programada, em aproveitamento a outras
intervenções não caracterizadas como de responsabilidade do empreendimento de geração ou
DCA - Desligado por necessidade do agente, devendo ser adotado para desligamentos voluntários durante
testesde comissionamento,ou em operação comercial quando de necessidade exclusiva do agente ou
quando de indisponibilidade programada por falta de combustível para unidades geradoras
termelétricas.Indisponibilidade semprecaracterizadacomode responsabilidadedoempreendimento de
geração.
EOC - Entrada em operação comercial. O estado operativo EOC deve identificar o instante a partir do qual a
ANEEL liberaaunidade geradora ou interligação internacional para a operação comercial, seja ela nova
ou tenha sido objeto de modificações que alteraram as suas características (situação prevista na
Resolução Normativa ANEEL nº 583/2013).
DES - Desativado. OestadooperativoDESdeve identificaroinstante apartir do qual uma unidade geradora ou
interligação internacional passa a ser considerada desativada.
7.1.2. Classificação das origens de mudança de estado segundo a condição operativa:
Estando a unidade geradora, usina ou interligação internacional disponível, a condição operativa pode ser
classificada como:
NOR - A Unidade geradora, usina ou interligação internacional, podendo estar ligada ou desligada, está em
condições normais de produção de energia.
RPR - A unidade geradora, usina ou interligação internacional, podendo estar ligada ou desligada, está sob
restrição que afeta sua disponibilidade em função de uma causa programada.
RFO - A unidade geradora, usina ou interligação internacional, podendo estar ligada ou desligada, está sob
restrição que afeta sua disponibilidade em função de uma causa forçada.
NOT - A Unidade geradora está ligada para atendimento à comprovação de disponibilidade.
TST - A Unidade geradora está aguardando a realização da comprovação de disponibilidade.
Caso a condição operativa seja classificada como RPR ou RFO, deve ser obrigatoriamente indicada a
disponibilidadedaunidade geradora,usinaouinterligaçãointernacional.Casocontrário,ou seja, se a
condição operativa for NOR, deve-se adotar como disponibilidade a potência efetiva da unidade

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geradora, usina ou interligação internacional cadastrada na Base de Dados Técnica do ONS.

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7.1.3. Classificação da origem do evento que causou o desligamento ou a restrição para usinas e
unidades geradoras.
7.1.3.1. Origensparaas indisponibilidadesde responsabilidade doempreendimento de geração consideradas
para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP.
GUM - Turbina e equipamentos associados à produção de potência mecânica da unidade geradora.
 Para unidades geradoras hidrelétricas, inclui sistema de tomada d’água (comporta, conduto
forçado, grade de tomada de água etc), motores, mancais, bombas, trocadores de calor da
turbina,sistemasde proteçãoe controle (velocidade,vibração,ruído,etc) e demais componentes
associados ao processo de produção de energia mecânica.
 para unidades geradorastermelétricas,incluicaldeira,condensador,motores,bombas,trocadores
de calor, sistemas de condicionamento de ar, sistemas de proteção e controle (velocidade,
emissão de gases e partículas poluentes, vibração, ruído, etc), sistema de tratamento e
alimentação de água ou de combustível, substituição de elementos combustíveis de usinas
nucleares,tubulações,válvulas; precipitadores; moinhos; esteiras; reator para termonucleares e
demais componentes associados ao processo de produção de energia mecânica.
GGE - Gerador e equipamentos associados à produção de potência elétrica (inclui proteção, reguladores de
tensão, mancais, trocadores de calor do gerador, conversores de frequência, retificadores, inversores,
sistema de excitação, etc).
GTR - Transformadorelevadorde tensãoe equipamentosassociados(inclui proteção, ventiladores, conexões,
etc).
GOT - Equipamentosousistemaseletromecânicosassociadosaosserviçosauxiliares, sistemas de supervisão e
controle e outrosnão associadosdiretamente àunidade de produçãode potênciamecânica,ao gerador,
ao transformador elevador de tensão e ao ativo de conexão.
GAC - Restrição elétrica imposta por ativos de conexão de uso exclusivo do empreendimento de geração.
GAG - Origensnãocaracterizadasporequipamentosousistemaseletromecânicos,masde responsabilidade do
empreendimento de geração, tais como: indisponibilidades ou restrições para evitar morte de peixes;
controle durante período de piracema; controle de erosão em canal de fuga e margens à jusante;
desligamentos ou restrições visando possibilitar intervenção em outras unidades geradoras,
desligamentos voluntários após a realização de testes durante o período de comissionamento,
desligamentos para testes ou treinamento de interesse do agente durante o período de operação
comercial, não realização da comprovação de disponibilidade por conveniência do agente .
GCB - Restriçõesemunidadesgeradorastermelétricas associadas ao fornecimento do combustível, tais como
alterações em sua qualidade e volume. Essa classificação deve ser utilizada nas seguintes situações:
 Quandoa usinaestiverdespachada por ordem de mérito de custo e não tiver disponibilidade de
combustível paraatenderaodespachoprogramado,nãopossuindo créditode energianacontade
geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo. Mesmo se houver crédito de energia na
conta de geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo e houver despacho de usina
termelétrica por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE em qualquer
subsistema, deverá ser utilizada essa classificação.

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 Quando a usina estiver despachada por restrição elétrica de transmissão, ou por garantia
energética, e não tiver disponibilidade de combustível para atender ao despacho programado.
7.1.3.2. Origens para indisponibilidades de responsabilidade do empreendimento de geração, mas
desconsideradas para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP.
GCI– Restriçõesemunidadesgeradoras termelétricas associadas ao fornecimento do combustível, tais como
alterações em sua qualidade e volume. Essa classificação deve ser utilizada nas seguintes situações:
 Quandoa usinaestiverdespachadaporexclusivamenteporinflexibilidade ou para exportação de
energia;
 Quandoa usinaestiverdespachadaporordemde mérito de custo e possuir crédito de energia na
conta de geração termelétricaforada ordemde mérito de custo,desde de que não haja despacho
de usina termelétrica por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE em
qualquer subsistema.
GIS – Instalação de sistemas ou equipamento por determinação do ONS, CCEE ou ANEEL, tais como
implantação do SMF - Sistema de Medição para Faturamento, SINOCON, SEP - Sistemas Especiais de
Proteção e indisponibilidades relacionadas ao período de testes do sistema de autorrestabelecimento
solicitados pelo ONS conforme rotina RO-RR.BR.01, ou programados pelos agentes.
GIC – Ocorrências ou intervenções programadas e forçadas declaradas pelos agentes relativas ao início de
operação comercial de unidade geradora nova, limitadas a 960 (novecentas e sessenta) horas nos
primeiros 24 (vinte quatro meses) após a liberação para operação comercial. O período de
indisponibilidade que exceder esse limite deverá ser classificado pela origem GUM.
GIM – Intervenções declaradas pelos agentes relativas à modernização, reforma ou melhoria, que tragam
ganhosoperativosaosistemaelétrico,limitadasa 12 (doze) meses para cada unidade geradora durante
a vigênciade suaoutorga ou da respectivarenovação,e ocorridasapós120 (centoe vinte) meses após a
liberaçãoparaoperação comercial,conforme estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 614/2014.
O período de indisponibilidade que exceder esse limite deverá ser classificado pela origem GUM.
GVO – Essa classificação só será utilizada quando determinada pela ANEEL.
GMP– Indisponibilidadesobservadasemusinashidrelétricas,associadas às medidas de caráter preventivo no
combate à proliferaçãodomexilhãodouradoe plantasaquáticas,paraas quaisdeverá ser encaminhado
relatório descritivo do serviço a ser realizado com o respectivo cronograma, para avaliação do ONS.
As paradas necessárias para execução dos serviços supracitados deverão ser preferencialmente
efetuadas concomitantemente com as paradas rotineiras de manutenção.
GMT - Indisponibilidades observadas em usinas hidrelétricas, relacionadas à limpeza, em função da
proliferaçãodomexilhãodouradoe plantasaquáticas,respeitado o limite acumulado de 360 (trezentas
e sessenta) horasporunidade geradoranosprimeiros60 (sessenta)mesesde operaçãocomercial ounos
primeiros60 (sessenta)meses após a publicação resolução 614/2014, o que terminar depois. O período
de indisponibilidade que exceder esse limite deverá ser classificado pela origem GUM

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7.1.3.3. Origens para indisponibilidades que não são de responsabilidade do empreendimento de geração,
sendo desconsideradas para efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP.
GHN - Restrição devido à navegação que não caracterize responsabilidade do agente.
GHT - Restrição devido ao turismo que não caracterize responsabilidade do agente.
GHI - Restrição devido à irrigação ou outras captações que não caracterize responsabilidade do agente.
GHC - Restriçãodevido ao controle de cheia e a inundações que não caracterize responsabilidade do agente.
GRE - Restrição de potência por redução de queda útil, que deverá ser registrada por unidade geradora.
GRB - Restrição elétrica imposta pela rede básica.
GOU- Restriçãoelétrica imposta por outros sistemas de transmissão, pelo sistema de distribuição ou, outras
origens que não caracterizem responsabilidade do empreendimento de geração
GOO – Classificação aguardando conclusão de análise pelo ONS.
GHM - Restrição devido ao meio ambiente, que não caracterize responsabilidade do agente, tais como:
vazamentode material tóxicooupoluenteporparte de terceirosque limite a geração da usina de forma
a evitar agravamento da situação e redução de geração para captura ou salvamento de animais.
7.1.4. Classificação da origem do evento que causou o desligamento ou a restrição em interligações
internacionais.
INT - Internaàs instalaçõesdainterligaçãointernacional,considerando como tal as instalações no exterior até
a conexão ao SIN.
EXT - Externa às instalações da interligação internacional, considerando aquelas com origem no SIN.
7.2. Comprovação de Disponibilidade de unidades geradoras
7.2.1. O agente poderá comprovar a disponibilidade por meio de teste por ele solicitado ou por
atendimento a despacho do ONS.
7.2.2. A capacidade de geraçãoda unidade deverásercomprovadapor meio da operação a plena carga
por, no mínimo, 4 (quatro) horas ininterruptas.
7.2.3. Caso a declaraçãode disponibilidade ocorra no período que a usina não esteja despachada pelo
ONS, os custos incorridos no referido teste serão de responsabilidade do agente de geração.
7.2.4. Caso o fato gerador da indisponibilidade afete mais de uma unidade geradora, o ONS poderá
solicitar a geração de mais de uma unidade geradora simultaneamente para comprovação da
capacidade de geração.

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7.2.5. A comprovação de disponibilidade de que trata esse item não será necessária quando:
7.2.5.1. A disponibilizaçãodaunidade geradoraocorrer em tempo inferior a 24 (vinte quatro) horas do início
da indisponibilidadetotal ouparcial (desligamentoourestrição),excetonoscasosde indisponibilidade
por falta de combustível;
7.2.5.2. Ocorreremdesligamentos provocados por intervenção para limpeza de grades, devido à descida de
mergulhadores de unidades adjacentes ou em tomadas d´água;
7.2.5.3. Ocorrer desligamento forçado de unidade geradora em usina termelétrica:
a) no procedimento de partida; ou
b) no processo de redução de geração para parada total da unidade geradora;
7.2.5.4. Ocorrer desligamentode unidadesagásem usinatermelétricacomciclo combinado para possibilitar
manobras nos “diverters dampers” e partida de unidade a vapor.
7.2.6. No instante do início da comprovação deverá ser caracterizado o início de uma disponibilidade,
registrando-seoeventocomo estadooperativoLIG(ligado gerador) e a condição operativa NOT
(em comprovação de disponibilidade).
7.2.7. O período compreendido entre a declaração do agente de que a unidade geradora está
disponível para a operação e o início da realização da comprovação de disponibilidade, nas
situações em que este tiver sido originado pelo agente, será considerado como uma
indisponibilidade,sendo registrado com o estado operativo DCA (desligado por necessidade do
agente) e condição operativa GAG (necessidade do agente). A comprovação de disponibilidade
deverá ser classificada conforme abaixo:
7.2.7.1. No instante inicial da comprovação de disponibilidade deverá ser registrado o evento com condição
operativaNOT(emcomprovaçãode disponibilidade),Se forcomprovadaa disponibilidade de geração
plena, deverá ser registrado um novo evento com condição operativa NOR (em operação normal).
No caso de usinas hidrelétricas operando com restrição devido à redução de queda útil, a
disponibilidade de geração a ser comprovada fica limitada ao valor da restrição por queda útil ,
verificada no dia em que for realizada a comprovação de disponibilidade.
No caso de usinastermelétricaoperandocom restrição devido à temperatura ambiente, a geração a
sercomprovadafica limitadaaovalor da restriçãode potência em função da temperatura ambiente,
7.2.7.2. Se a comprovação de disponibilidade, conforme item anterior, não atingir a disponibilidade plena –
homologada pela ANEEL ou a disponibilidade máxima com aplicação de ajuste em função da queda
útil outemperaturapara usinashidrelétricase termelétricas,respectivamente,toda a diferença entre
a disponibilidade plena, homologada pela ANEEL e a disponibilidade apurada na comprovação, será
consideradacomorestriçãode disponibilidade. Um minutoapóso instante inicialda comprovação de

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disponibilidade, com o registro da condição operativa NOT (em comprovação de disponibilidade de
geração), deverá ser registrado um novo evento com condição operativa conforme segue:
 RPR (restrição programada), no caso de restrição operativa associada à causa programada,
ou;
 RFO (restrição forçada), no caso de restrição operativa associada à causa forçada.
Em ambosos casos deve-se registrarovalorde disponibilidade apuradonacomprovação, exceçãofeita
na ocorrência de indisponibilidade forçada em usina térmica que esteja despachada pelo ONS com
restrição de combustível:
 Quando da disponibilização de unidade geradora após intervenção para a execução da
comprovação de disponibilidade, esta deverá retornar com no mínimo a geração verificada
imediatamente anterior à indisponibilidade forçada. A disponibilidade a ser apurada será o
valorda disponibilidaderegistrada nomomento imediatamente anterior à indisponibilidade
forçada.
 Se ao disponibilizaraunidade geradorapara a execuçãoda comprovação de disponibilidade,
esta não retornar à operação com no mínimo a geração verificada no momento
imediatamente anterioràindisponibilidade forçada,adiferençaentre a capacidade instalada
e a geração verificada durante a comprovação será considerada como restrição. A
disponibilidade a ser considerada será o valor médio da geração verificada durante a
comprovação de disponibilidade.
7.2.8. No período compreendido entre a declaração do agente de que a unidade geradora está
disponível para a realização da comprovação de disponibilidade e a efetiva realização da
comprovaçãode disponibilidade,nassituaçõesemque este períodonãotiversidooriginadopelo
agente,aunidade geradoraseráconsideradacomo aguardando comprovaçãode disponibilidade
e os eventos ocorridos neste intervalo serão registrados com condição operativa TST
(aguardando comprovação de disponibilidade)
7.2.8.1. No instante inicial da comprovação de disponibilidade deverá ser registrado o evento com condição
operativaNOT(emcomprovaçãode disponibilidade),Se forcomprovadaa disponibilidade de geração
plena,deveráserregistrado um novo evento com condição operativa NOR (em operação normal) ao
final da comprovação.
No caso de usinas hidrelétricas operando com restrição devido à redução de queda útil, a
disponibilidade de geração a ser comprovada fica limitada ao valor da restrição por queda útil
No caso de usinas termelétrica operando com restrição devido à temperatura ambiente, a geração a
ser comprovada fica limitada ao valor da restrição de potência em função da temperatura ambiente

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7.2.8.2. Se a comprovação de disponibilidade, conforme item anterior, não atingir a disponibilidade plena,
homologada pela ANEEL ou a disponibilidade máxima com aplicação de ajuste em função da queda
útil outemperaturapara usinashidrelétricase termelétricas,respectivamente,toda a diferença entre
a disponibilidade plena, homologada pela ANEEL e a disponibilidade apurada na comprovação, será
considerada como restrição de disponibilidade. Deverá ser registrado um novo evento um minuto
após o registro com estado operativo DCO (desligado por conveniência operativa) e condição
operativa TST (aguardando comprovação de disponibilidade), e um novo evento um minuto após o
registrocomestadooperativoLIG e condiçãooperativaNOT (em comprovação de disponibilidade de
geração), com condição operativa:
 RPR (restriçãoprogramada),nocasode restriçãooperativa associadaà causa programada, ou
 RFO (restrição forçada), no caso de restrição operativa associada à causa forçada;
Em ambos os casos deve-se registrar o valor de disponibilidade apurada na comprovação de
disponibilidade, exceção feita na ocorrência de indisponibilidade forçada em unidades geradoras de
usina térmica que esteja despachada pelo ONS com restrição de combustível:
 Quando da disponibilização de unidade geradora após intervenção para a execução da
comprovaçãode disponibilidade, esta deverá retornar à operação com no mínimo a geração
verificada imediatamente anterior à indisponibilidade forçada. A disponibilidade a ser
apurada será o valor da disponibilidade registrada no momento imediatamente anterior à
indisponibilidade forçada.
 Se,ao disponibilizaraunidade geradoraparaa execuçãodacomprovaçãode disponibilidade,
esta não retornar à operação com no mínimo a geração verificada no momento
imediatamente anterioràindisponibilidade forçada,adiferençaentre a capacidade instalada
e a geração verificada durante a comprovação será considerada como restrição
eletromecânica.A disponibilidadeaserconsideradaserá o valor médio da geração verificada
durante a comprovação de disponibilidade.
7.2.9. O valor da disponibilidade comprovada será o valor médio da geração verificada durante a
comprovação de disponibilidade. A rampa de elevação de geração não será considerada na
comprovaçãode disponibilidade,desdeque atendaoperíodode rampa constante nocadastro de
informações operacionais conforme SM 10.18 declaradas pelo agente proprietário e que haja
geração verificada durante quatro horas após o tempo de rampa. Exceção feita quando houver
interrupção da comprovação de disponibilidade por solicitação do ONS. Neste caso será
considerada a média de geração até o momento da interrupção, expurgando-se a rampa de
elevação.
7.2.10. No caso de usinas termoelétricas operando em ciclo combinado, quando de desligamento de
unidade avapor,motivadapor causas oriundasde caldeirade recuperação, a disponibilidade de
geração a ser comprovada pela unidade a vapor fica restrita ao valor máximo de geração para a

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configuração de unidades a geradoras a gás e caldeiras imediatamente anterior ao referido
desligamento.
7.2.11. NoseventosregistradoscomcondiçõesoperativasNOT(emcomprovaçãode disponibilidade) ou
TST (aguardandocomprovaçãode disponibilidade) adisponibilidade aserconsideradaquandoda
execuçãodoprocessode cálculodas taxasde indisponibilidade peloCNOS,seráadisponibilidade
total da unidade geradora (condição normal), desde que haja a efetiva comprovação da
disponibilidade.Quandohouver interrupção da comprovação de disponibilidade originada pelo
agente,até que uma novacomprovaçãotenhasidorealizada,adisponibilidadea ser considerada
será:
 zero, se a Unidade Geradora tiver sido desligada.
 a média da geração nas 4 horas após a conclusão da rampa de elevação de geração, se a
unidade geradora tiver permanecido sincronizada como gerador.
Nesses casos, não deverão ser utilizados os códigos TST e NOT como condição operativa.
8. ANEXOS

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ANEXO 1 - CLASSIFICAÇÃO DAS MUDANÇAS DE ESTADOS OPERATIVOS DE UNIDADES GERADORAS
LIG – LCS – LCC – LCI - DCO – RDP - EOC DEM – DUR – DAU – DCA – DPR – – DAP - DES
CLASSIFICAR
CONDIÇÃO OPERATIVA
CLASSIFICAR ORIGEM E REGISTRAR COMENTÁRIO
FIM
NOR – NOT - TST
INFORMAR VALOR DA
DISPONIBILIDADE
RFO – RPR

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ANEXO 2 - CÓDIGOS PARA CLASSIFICAÇÃO DE EVENTOS
ORIGEM
Unidade Geradoras e Usinas
GUM - unidade mecânica
GGE - gerador
GTR - transformador elevador de tensão
GOT - serviços auxiliares
GAC - ativos de conexão
GAG - necessidade do Agente
GCB - combustível (comprometendo o despacho
sistêmico)
GCI - combustível (não comprometendo o despacho
sistêmico)
GIS – instalação de sistemas ONS, CCEE ou ANEEL e
teste de autorrestabelecimento
GIC- ocorrênciasou intervençõesrelativasao início de
operação comercial
GIM - Implantação de melhorias que tragam ganhos
operativos para o SIN
GVO - classificação utilizada por determinação da
ANEEL
GMP - combate ao mexilhão dourado e/ou plantas
aquáticas (caráter preventivo)
GMT - limpeza para remoção do mexilhão dourado
e/ou plantas aquáticas (sem eliminação do
problema)
GHN - hidráulica - navegação
GHT - hidráulica – turismo
GHI - hidráulica - irrigação
GHC - hidráulica – cheia
GRE - hidráulica - energética
GRB - elétrica - Rede Básica
GOU - elétrica - outros sistemas de transmissão
GOO - aguardando análise do ONS
GHM - meio ambiente
Interligações Internacionais
INT - interna à interligação
EXT - externa à interligação
ESTADO OPERATIVO
LCS - ligado CS para controle de tensão
LCC - ligado CS por conveniência Agente
LCI - ligado CS por outro motivo que não o
controle de tensão.
LIG - ligado gerador ou motor
RDP – desligado em reserva de prontidão
DEM – desligado em emergência
DUR – desligado em urgência
DAU - desligado automático
DCO – desligado por conveniência operativa
DPR - desligado programado – manutenção e
intervenções para testes
DAP - desligado programado – manutenção
em aproveitamento
DCA – desligado por necessidade do Agente
DES - desativação
EOC - entrada em operação comercial
Para Interligações Internacionais devem ser
desconsiderados os estados operativos LCS,
LCC, LCI e RDP.
CONDIÇÃO OPERATIVA
NOR - em operação normal
RPR - restrição programada
RFO - restrição forçada
NOT – inícioda comprovaçãode disponibilidade
TST – aguardando comprovação de
disponibilidade

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ANEXO 3 – CÁLCULO DAS TAXAS TEIFA E TEIP
Para a determinação das taxas TEIFa e TEIP, para as usinas hidrelétricas, termelétricas com CVU - Custo
Variável Unitário declarado diferente de zero e dos empreendimentos de importação de energia elétrica
despachados centralizadamente peloONS,sãoutilizadas as informações armazenadas pelo aplicativo SAMUG
no histórico de dados consistidos da Base de Dados Técnica do ONS.
A fórmula para determinação das taxas e os parâmetros utilizados para o cálculo são definidos na Resolução
Normativa da ANEEL nº614/2014.
3a) Formulação da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP e Taxa Equivalente de
Indisponibilidade Forçada apurada - TEIFa:
Onde:
i = índice da unidade geradora em operação comercial;
n = número de unidades geradoras em operação comercial;
j = índice do mês apurado;
P = potência instalada da unidade geradora;
HDP = número de horas de desligamento programado da unidade i no mês j;
HEDP = número de horas equivalentes de desligamento programado da unidade i no mês j (a unidade opera
com potência nominal limitada, associada a uma condição programada);
HP = número de horas do período de apuração considerado no mês j para a unidade i;
HDF = número de horas de desligamento forçado da unidade i no mês j;
HEDF = número de horas equivalentes de desligamento forçado da unidade i no mês j (a unidade opera com
potência nominal limitada, associada a uma condição forçada);
HS = número de horasem serviçodaunidade i nomês j (númerode horas equivalentes em serviço somado ao
número de horas em que a unidade opera sincronizada ao sistema, sem restrição de potência);

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HRD = número de horas equivalentes de reserva desligada da unidade i no mês j (a unidade não está em
serviço por interesse sistêmico, apesar de disponível para operação); e
HDCE = número de horas desligada por condições externas da unidade i no mês j (a unidade não está em
serviço por condições externas às suas instalações);
O processo de apuração das taxas consiste em determinar os parâmetros utilizados nas fórmulas a partir da
apuração da mudançade estadosoperativos,condiçãooperativa,classificaçãode origeme disponibilidade dos
conjuntos geradores e interligações internacionais.
Para cada parâmetroutilizadonasfórmulasdastaxasTEIFa e TEIPexiste umalgoritmoque realizaocálculo das
horas por unidade geradora e interligação internacional.
Critérios utilizados nos algoritmos de cálculo dos parâmetros das fórmulas das taxas TEIFa e TEIP:
Os algoritmos de cálculo dos parâmetros consideram somente os períodos de operação comercial de
cada equipamento ou instalação.
HP – Total de Horas do Período de Apuração considerado – mês.
O algoritmo realiza o cálculo do número de horas de operação comercial da unidade geradora ou
interligaçãointernacional,nomêsde apuração.Dessaforma,se um equipamentoou instalação iniciou
a operação comercial apartir do segundodiadomêsde apuração, o resultadode HP será diferente do
total de horas do mês.
HS – Horas em Serviço – a unidade opera sincronizada ao sistema.
O algoritmo realiza o cálculo do número de horas de em que a unidade geradora ou interligação
internacional operouligadaaosistema,nomêsde apuração.Para esse algoritmo,sãocontabilizadas as
horas emque a unidade geradoraouinterligaçãointernacional permaneceucomosestados operativos
LIG, LCS, LCI e LCC operando compotência nominal, no mês de apuração, correspondendo ao número
de horas equivalentesemserviçosomado ao número de horas em que a unidades opera sincronizada
ao sistema sem restrição de potência.
HRD – Horas de ReservaDesligada–a unidade não está em serviço por interesse sistêmico, apesar de
disponível para a operação.
O algoritmo realiza o cálculo do número de horas de em que a unidade geradora ou interligação
internacional permaneceu desligada em conveniência operativa ou reserva de prontidão, no mês de
apuração. Também são contabilizadas as horas de indisponibilidades de responsabilidade do
empreendimento, identificadas entre as origens do item 7.1.3.2, por serem desconsideráveis para
efeito de cálculo das taxas TEIFa e TEIP. Para esse algoritmo, são contabilizadas duas parcelas:
1ª - horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu com os estados
operativos DCO e RDP, independentemente de qualquer limitação de potência nominal, no mês de
apuração;
2ª - horas em que a unidade geradora ou interligação internacional permaneceu com os estados
operativos DPR, DUR, DEM, DAU e DAP, e classificação de origem constante do item 7.1.3.2, exceto

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com origem GCI.
HDP – Horas de Desligamento Programado
O algoritmo realiza o cálculo das horas em que a unidade geradora ou interligação internacional
permaneceu desligada em intervenção programada por indisponibilidades de responsabilidade do
empreendimento, identificadas entre as origens do item 7.1.3.1, no mês de apuração. Para esse
algoritmo, são contabilizadas as horas em que a unidade geradora ou interligação internacional
permaneceucomosestadosoperativosDPR,DUR,DPA ouDCA, e classificaçãode origem constante do
item 7.1.3.1.
HDF – Horas de Desligamento Forçado
permaneceu desligadaemdecorrênciade umdesligamentode emergênciaouautomático, associado a
uma indisponibilidade de responsabilidadedoempreendimento,identificada entre as origens do item
7.1.3.1, no mês de apuração. Para esse algoritmo, são contabilizadas as horas em que da Unidade
Geradora ou Interligação Internacional permaneceu com os estados operativos DEM ou DAU e
classificação de origem constante do item 7.1.3.1.
HDCE – Horas Desligadaporcondiçõesexternas –unidade nãoestáem serviço por condições externas
às suas instalações
permaneceu desligada em aproveitamento a causas externas, ou desligado em decorrência de
indisponibilidades não consideradas como de responsabilidade do empreendimento, identificadas
entre as origensdo item7.1.3.3, no mêsde apuração. Para esse algoritmo, são contabilizadas as horas
emque a unidade geradoraouinterligaçãointernacional permaneceu com o estado operativo DAP ou
com os estadosoperativosDPR,DUR,DEM ou DAU e classificaçãode origemconstante do item 7.1.3.3,
e estado operativo DCA com origem GCI.
HEDP – Horas Equivalentes de Desligamento Programado – a unidade opera com potência nominal
limitada, associada a uma condição programada.
O algoritmo realiza o cálculo de HEDP a partir do produto das seguintes parcelas:
 1ª parcela: número de horas em que a unidade geradora ou interligação internacional
permaneceu sincronizada ao sistema, operando com uma limitação de sua potência nominal,
associadaa uma restriçãoprogramadade responsabilidade dausina,identificadaentre asorigens
do item 7.1.3.1, no mês de apuração;
 2ª parcela: grau percentual da respectiva restrição programada.
Exemplo: uma unidade geradora permaneceu sincronizada durante 10horas, operando como uma
limitação de 50% de sua potência nominal, associada a uma intervenção programada no ativo de
conexão. Logo, HEDP = 10 h x 0,5 = 5 h.
Para esse algoritmo, são consideradas as horas em que a Unidade Geradora ou Interligação
Internacional permaneceucomosestadosoperativos LIG, LCC, LCI, LCS e DCO, condição operativa RPR
e classificação de origem constante do item 7.1.3.1.

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HEDF – Horas Equivalentesde DesligamentoForçada – a unidade operacompotêncianominal limitada,
associada a uma condição forçada.
O algoritmo realiza o cálculo de HEDF a partir do produto das seguintes parcelas:
 1ª parcela: número de horas em que a unidade geradora ou interligação internacional
permaneceu sincronizada ao sistema, operando com uma limitação de sua potência nominal,
associadaa uma restriçãoforçadade responsabilidade doempreendimento,identificada entre
as origens do item 7.1.3.1, no mês de apuração;
 2ª - grau percentual da restrição forçada por causa interna.
Exemplo: uma unidade geradora termelétrica, despachada por mérito de custo, permaneceu
sincronizadadurante 10h,operandocomouma limitaçãode 90% de sua potência nominal, associada a
uma súbita restrição no fornecimento de combustível. Logo, HEDF = 10 h x 0,9 = 9h.
Para esse algoritmo, são consideradas as horas em que a unidade geradora ou interligação
internacional permaneceucomosestadosoperativosLIG, LCC, LCI, LCS e DCO, condição operativa RFO
e classificação de origem constante do item 7.1.3.1.
Depois de processado o cálculo desses parâmetros, existe um algoritmo responsável por calcular as
taxas por unidade geradora e interligação internacional.
Os resultados das taxas acumuladas, por usina e interligação internacional, são armazenados na Base
de Dados Técnicado ONS.Porém,conforme estabelecem as Resolução Normativa ANEEL nº 614/2014,
o resultado das taxas TEIFa e TEIP no mês de referência da contabilização são obtidos a partir da
formula descrita nesse anexo de cada usina e interligação internacional calculadas considerando 60
(sessenta) valoresmensais apurados, relativos aos meses imediatamente anteriores ao mês vigente.
Entretanto, para a obtenção dos valores citados no parágrafo anterior, caso não se disponha dos
valoresmensaisapuradosque totalizem60(sessenta) meses,osvaloresfaltantessãocomplementados
utilizando-se valores de referência, considerados no cálculo da respectiva garantia física, do
empreendimento convertidos em números de horas de indisponibilidade.
Os resultados, obtidos por usina e interligação internacional, são armazenados na Base de Dados
Técnica do ONS e posteriormente encaminhados à CCEE e para os agentes, conforme os prazos
definidos nessa rotina operacional.
Fontes para consulta dos valores de referência, utilizados para determinação dos valores mensais da
TEIFa e da TEIP, quando não se dispõe de um histórico de 60 meses:
a) Os valores de referência, considerados no cálculo da respectiva energia assegurada das Usinas
hidrelétricas programadase despachadas centralizadamenteestãodefinidosna tabela 3 da carta
ONS - 039/300/2005 de 14 de fevereiro de 2005;
b) Os valores de referência considerados no cálculo da respectiva garantia física para
empreendimentostermelétricos,despachadoscentralizadamente e participantes do MRE, estão
definidos na tabela 2 da carta ONS - 039/300/2005 de 14 de fevereiro de 2005;
c) Os valores de referência considerados no cálculo da respectiva garantia física para
empreendimentostermelétricose Interligações Internacionais,despachados centralizadamente
e não participantes do MRE, estão definidos conforme a Portaria do MME nº 303, de 18 de
novembro de 2004.

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ANEXO 4 – CÁLCULO DA TAXA TEIP DAS USINAS TERMELÉTRICAS, CONSIDERANDO O RESULTADO DA
APURAÇÃO DA DECLARAÇÃO DE INFLEXIBILIDADE DE GERAÇÃO DE USINA TERMELÉTRICA
PROGRAMADA E DESPACHADA CENTRALIZADAMENTE
Conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL nº 614/2014, verifica-se ao final de cada ano se a média
dos valoresde inflexibilidade dosúltimos5(cinco) anos verificadosé inferioràmédiadosvalores dos últimos 5
(cinco) anos declarados para a usina. Se for inferior, a diferença obtida é considerada como redução de
disponibilidade nos doze meses do ano seguinte, como indisponibilidade da respectiva usina.

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