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CT – 0178/24

São Paulo, 10 de maio de 2024

SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO E DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA (SGM) Sr. Alessandro D'Afonseca Cantarino Endereço: SGAN 603 módulos I e J
Brasília/DF CEP: 70830-110

OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS Sr. Alexandre Nunes Zucarato Diretor de Planejamento Rua Júlio do Carmo, 251 - Cidade Nova 20211-160 – Rio de Janeiro – RJ

SUPERINTENDENCIA DE FISCALIZAÇÃO TÉCNICA DOS SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA (SFT) Sr. Giácomo Francisco Bassi Almeida
Endereço: SGAN 603 módulos I e J
Brasília/DF CEP: 70830-110

Assunto: Ressarcimento de valores referentes às providências estabelecidas no RAP

Ref.: Relatório RAP-ONS 00012/2023 Análise da Perturbação do dia 15/08/2023 Carta ABEEólica CT 0005/24 de 31/01/24 Carta ABBEólica CT 0043/24, de 14/03/24 Processo n° 48500.004541/2023-05

Prezado Superintendente,

A ABEEólica - Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias congrega mais de 150 empresas da Indústria de Energia Eólica no Brasil, tendo como principal objetivo trabalhar em prol da inserção, consolidação e sustentabilidade dessa cadeia em ambiente nacional, vem em atenção ao Relatório de Análise da Perturbação (“RAP”) em referência, apresentar as seguintes manifestações e requerer à essa Agência que (i) confirme que as providências estabelecidas no RAP serão tratadas como

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reforços no âmbito da REN 1.030/22 e, portanto, os custos serão ressarcidos; (ii) não se instaure processos de fiscalização; (iii) já tendo sido instaurado, que (iii.a) não seja aplicada qualquer tipo de penalidade e (iii.b) realize o arquivamento do processo; (iv) recomende ao ONS que aceite as soluções técnicas alternativas, devendo o processo ser conduzido com abertura de consulta pública junto à essa Agência; (v) determine ao ONS que ajuste os prazos de entrega das exigências do RAP; conforme discorreremos detalhadamente a seguir.
Inicialmente, importa reforçar que essa associação e suas associadas reconhecem o esforço e celeridade em que se buscou não só avaliar a ocorrência do SIN, mas também garantir que o sistema estivesse recomposto e pronto para atender novamente todas as cargas com a maior segurança possível. Nesse sentido, relembramos todo o empenho das empresas do setor, inclusive nossas associadas, no sentido de contribuir com todos os dados solicitados pelo Operador, participar de diversas reuniões e workshops realizados a fim de contribuir com a situação que estava sendo enfrentada e encontrar a melhor solução para continuar garantindo resiliência ao sistema. Relembrando, após a ocorrência no SIN no dia 15/08/2023, o ONS elaborou o Relatório de Análise da Perturbação RAP-ONS 00012/2023 que, entre outros itens, estabelece diversas providências que devem ser implementadas pelos agentes. No caso dos empreendimentos de geração eólica, foram estabelecidas a instalação e/ou adequação de Unidades de Medição de Fasores (PMU) e Registradores Digitais de Perturbações (RDP), bem como a realização da modelagem matemática dos aerogeradores e outros equipamentos do parque. Primeiramente, sem prejuízo dos avanços em Procedimentos de Rede, que devem ser discutidos em processo público, destacamos que as providências supracitadas em muito se diferenciam daquelas oriundas de outras perturbações verificadas no SIN, trazendo à tona a necessidade de uma discussão e tomada de decisão bastante mais profunda. Comumente, na apuração destes eventos, são constatados pelo ONS falhas nos sistemas de supervisão (falhas no Sequenciados de Eventos - SOE, na sinalização de equipamentos, nas indicações de grandezas digitais e analógicas), atuações incorretas dos sistemas de proteção, necessidade de modernização nos sistemas de proteção, falhas nos comandos dos equipamentos de alta tensão ou nos equipamentos propriamente ditos, falhas de comunicação entre os Centros de Operação, entre outros, conforme apontam os Relatórios de Análise de Perturbação disponibilizados pelo ONS no SINTEGRE 1 .

1 Relatórios de Análise de Perturbação publicados no SINTEGRE nos anos de 2022 e 2023.

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Consequentemente, as providências indicadas nestes Relatórios costumam ter como objetivo a mitigação destas falhas, que por sua vez, constituem obrigação dos agentes diretamente envolvidos na ocorrência e responsáveis pelas instalações afetadas. No caso da ocorrência de 15/08/2023, o relatório em tela indicou a necessidade de adoção de providências muito mais complexas, sem avaliação prévia da factibilidade de tais providências, por todos os agentes de geração eólicos e fotovoltaicos, que dependem de investimentos na infraestrutura dos parques, aquisição de equipamentos, desenvolvimento de projetos, negociações com fabricantes, entre outros, de forma a atender aos novos requisitos, mesmo para usinas que já possuíam Declaração de atendimento aos Procedimentos de Rede Definitiva - DAPR-D.
Compreende-se a necessidade de buscar soluções, mas frisamos, dado esse breve contexto, que se trata de uma questão setorial como vem sendo relatado pelos geradores e associações do setor frente às exigências antes não previstas nos Procedimentos de Rede ou que foram introduzidas posteriormente à versão vigente à época do desenvolvimento dos projetos, vejamos: i. Exigência do Modelo PSCAD e planilha “Informações e Dados Eólicas e Solares Não há previsão nos Procedimentos de Rede da entrega do Modelo PSCAD e nem mesmo as informações no nível de detalhamento que fora exigido através da planilha “Informações e Dados Eólicas e Solares”.
ii. Exigência dos recursos das máquinas acerca da avalição dos requisitos de injeção de corrente reativa sob falta e inercia sintética
Esses são recursos definidos no submódulo 3.6 - requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão dos procedimentos de rede (Atual Submódulo 2.10). Estes recursos passaram a integrar os procedimentos a partir da revisão 2016.12 aprovada através da REN nº 756 em 16 de dezembro de 2016, não tendo sido à época cobrada a implantação para parques com suas DAPRs já emitidas, considerando justamente os requisitos complexos e que disporiam de investimentos elevados, citamos, por exemplo, a discussão ampla que ocorreu no tema de inércia sintética e, portanto, a não exigência de “retroação” dos procedimentos. iii. Exigências do PMU e RDP A função PMU passou a existir desde a criação do submódulo 11.8 - sistema de medição de sincrofasores dos procedimentos de rede (Atual Submódulo 2.13). Estes recursos passaram a integrar os procedimentos a partir da revisão 2016.12 aprovada através da REN nº 756 em 16 de dezembro de 2016, igualmente ao descrito no item anterior.

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Não obstante, constata-se ainda que, a despeito das inúmeras reuniões realizadas com o Operador e de sua perseverança em solucionar a questão, a incorporação destes requisitos não foi sequer debatida entre os agentes do setor, não se observando as particularidades de cada uma das instalações de geração, como época da entrada em operação, tecnologia empregada, modelagem dos equipamentos, infraestrutura disponível etc.
Como resultado, e conforme já apontado em correspondências anteriores, foram verificadas inúmeras questões que ultrapassam o limite da mera “dificuldade técnica” ou questões operacionais relacionadas ao desenvolvimento e implantação de qualquer solução de engenharia. O que vem sendo constatado por diversos agentes do setor é a impossibilidade de atender aos requisitos estabelecidos em função destas particularidades.
No que tange tais dificuldades, ao ser questionado, o ONS declara que tais situações serão tratadas “caso a caso”, o que acaba por violar fortemente o princípio da isonomia do Operador, tendo em vista que não seria nem possível dar transparência quanto às alternativas que são consideradas válidas. Claro que oportunamente poderia se observar o “caso a caso”, mas o fato é que a questão enfrentada comprovadamente não é possível de ser cumprida principalmente em prazo e, posteriormente, em sistema (seja software ou hardware) dado o parque gerador eólico e solar expressivo já existente. Sobre a questão estrutural, fazendo sucinta analogia com o setor de transmissão, ao serem constatados problemas de ordem estrutural do setor, seja motivada pela evolução da configuração do SIN, seja por problemas identificados pelo ONS na execução das suas atribuições, são propostos planos de reforços e melhorias 2 para a correta adequação aos Procedimentos de Rede, com prazos para implementação pelos agentes de transmissão e a devida remuneração via reconhecimento na Receita Anual Permitida – RAP destes agentes.
Como já abordado, as evoluções constatadas nos Procedimentos de Rede são amplamente debatidas no setor, por meio dos instrumentos de Participação Pública junto à ANEEL e ao Operador. Como exemplo, citamos a própria necessidade de implementação de PMU por agentes de transmissão, autorizados por meio da Resolução Autorizativa – REA nº 5861/2016 (alterada pela REA nº 5530/2017), com prazos de execução entre 24 e 36 meses.
Fica claro, portanto, que o que se vê no presente caso é a adoção de novos requisitos que não tem relação direta com o a perturbação de 15/08/2023, tendo obrigação de implementação imediata mesmo

2 Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica - POTEE, incluindo os reforços de pequeno porte e Planos de Modernização de Instalações - PMI

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que algumas questões já vinham sendo debatidas dentro de um planejamento de longo prazo, no devido processo de revisão dos Procedimentos de Rede. Como exemplo claro do exposto acima, trazemos à tona a necessidade imposta pelo ONS por meio do relatório RT-ONS DPL 0553/2023 – REQUISITOS TÉCNICOS PARA INSTALAÇÃO DE PMU EM USINAS EÓLICAS E FOTOVOLTAICAS, que estabelece:
“Adicionalmente, devem-se utilizar IED cuja funcionalidade de PMU possua capacidade de calcular e enviar, aos concentradores de dados indicados pelo ONS, os valores de distorção harmônica total (THD) de todas as correntes e tensões medidas, no mesmo pacote e com a mesma taxa dos dados de sincrofasores.” Como justificativa para incorporação deste requisito o ONS justifica 3 que:
“Uma das melhorias propostas no processo de gerenciamento de QEE do SIN foi a viabilidade de se aplicar Unidades de Medição de Sincrofasores (PMU), a fim de se permitir uma otimização do processo e o acompanhamento on-line da geração harmônica de tensão/corrente em substituição às atuais campanhas de monitoramento, que devem ser enviadas semanalmente ao ONS, quando da necessidade da implantação de uma solução de filtragem; A utilização de PMU no processo de QEE já foi apresentada aos Agentes e à ANEEL e incorporada na revisão recente dos Procedimentos de Rede, com consulta pública em fase final de avaliação pelo ONS, o que proporcionará ganhos expressivos quanto à otimização e celeridade ao processo; Embora o ONS entende que o conteúdo harmônico não foi o fator preponderante da ocorrência de 15.08.2023, faz-se necessário um ferramental específico para identificação e mitigação das oscilações/perturbações observadas no SIN, de forma a suportar e prover maior confiabilidade ao sistema elétrico quanto a um determinado evento sistêmico, ao mesmo tempo que viabiliza o aproveitamento e as melhorias necessárias dos recursos disponíveis atuais e futuros para medições de qualidade de energia e, por conseguinte, o aprimoramento de processos que envolvem a operação das fontes renováveis de energia. Essa é a justificativa para especificação de equipamentos do tipo RDP com a funcionalidade de PMU para atendimento dos requisitos de medição de THD.” Ora, o próprio Operador declara que esta necessidade já havia sido apontada como aprimoramento dos Procedimentos de Rede, o que resultaria na necessidade de atendimento por novos parques geradores. No presente caso, mesmo não tendo relação com a ocorrência, a obrigação em questão

3 Resposta indicada na planilha de dúvidas apresentadas no Workshop promovido pelo ONS em 21/02/2024

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passou a ser requerida para todos os geradores eólicos, sem uma justificativa técnica contundente, que sustente sua indicação como providência relacionada ao RAP em tão curto espaço de tempo ou mesmo para adequação de todo o parque gerador existente. Outro aspecto que deve ser observado com bastante atenção é a própria necessidade de adoção do PSCAD como solução única para realização da modelagem matemática dos aerogeradores e outros equipamentos do parque. Para adoção desta modelagem, o ONS justifica 4 que o modelo trifásico detalhado (PSCAD), em geral, é desenvolvido a partir do código fonte do controle embarcado dos equipamentos em campo. Sendo assim, o Modelo PSCAD permitiria uma melhor simulação ao comportamento em campo dos equipamentos (especialmente em condições de falta), mitigando as grandes divergências entre o desempenho em campo e de simulação verificadas no RAP.
Como será argumentado adiante, nem sempre esta alternativa se mostra a mais fidedigna quanto à modelagem dos parques. Isso porque nem todos os fabricantes utilizam o PSCAD para o desenvolvimento dos seus modelos seja para modelos antigos ou modelos novos, em fabricação, pois se trata da estratégia de cada fabricante de equipamento. Esse fato foi observado em consultas realizadas aos diversos fabricantes, que se manifestaram sobre esse modelo não ser amplamente difundido, existindo uma variedade de soluções adotadas. Deve-se observar ainda que para o caso de parques mais antigos ou até parques recentes, sequer há representação dos fabricantes no País para que o agente atenda ao requisito estabelecido.
Assim, independente do caso, mesmo que em alguns mais simples, seria necessário um vultuoso investimento para desenvolvimento de um modelo em PSCAD a partir da modelagem original dos parques, que certamente não será superior à validação do modelo ANATEM a partir do modelo oficial de cada fabricante, já usado no desenvolvimento do seu produto, seguindo o roteiro de teste disponibilizado pelo ONS com a entrega obrigatória de relatório de certificação garantindo a qualidade da informação transmitida ao ONS. Ou seja, há uma clara preferência por uma compatibilização de base dados, que na visão do ONS passará a ser desenvolvida no modelo PSCAD, em detrimento à fidedignidade do modelo, o que vai de encontro ao objetivo esperado com as recomendações propostas. Esta intenção fica evidente no “Workshop Ações de Consolidação de Dados e Modelos Matemáticos de Usinas Eólicas e Fotovoltaicas”, promovido pelo ONS em 26/10/2023, no qual o Operador informou que o Projeto de Consolidação da Base de Dados, com a necessidade da elaboração de topologias padronizadas, já vinha sendo idealizado e

4 Workshop Ações de Consolidação de Dados e Modelos Matemáticos de Usinas Eólicas e Fotovoltaicas - 26/10/2023, disponível em https://www.youtube.com/watch?v=Ef1z4wK0gk0

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desenvolvido pelo ONS desde 2022, inicialmente junto aos agentes responsáveis por Usinas Hidrelétricas, Usinas Termelétricas e Compensadores Síncronos.
Para as usinas Eólicas e Fotovoltaicas, mesmo antes da ocorrência, o ONS havia iniciado o processo de definição desta topologia por meio de contatos junto aos fabricantes, mas o processo foi acelerado em função da ocorrência de 15/08/2023, restando evidente que as novas diretrizes estabelecidas carecem de maior debate, amadurecimento e do envolvimento dos agentes geradores. Nas correspondências em referência e nas interações com o ONS e ANEEL, apesar de entendemos os benefícios sistêmicos para o controle da operação pelo ONS quanto à segurança e confiabilidade do SIN e não nos opormos à buscar soluções que corroborem com a preocupação, relatamos que as situações extrapolam o controle dos geradores, dependentes dos prestadores de serviços e fabricantes, bem como as dificuldades técnicas para atendimento aos requisitos antes não previstos nos Procedimentos de Rede e os elevados custos associados. Como referência, dentre as dificuldades técnicas já relatadas, destacamos: i. Quanto ao RDP, não foram definidas soluções técnicas em consenso com os fabricantes para o monitoramento da entrada/saída dos aerogeradores em modo de injeção de corrente reativa e inércia sintética e há ainda limitação do hardware tipicamente utilizado para o controle de geração e dos protocolos de comunicação disponibilizados pelos fabricantes para atendimento ao requisito do Submódulo 2.11 Requisitos mínimos para os sistemas de proteção, de registro de perturbações e de teleproteção; e ii. Quanto ao PMU, existem subestações que não possuem a infraestrutura necessária ou em que existe a necessidade de adequações da rede de comunicação para manutenção dos requisitos de cibersegurança exigidos pelo ONS através do Submódulo 5.13 dos Procedimentos de Rede - Rotina Operacional RO-CB-BR 01 - Requisitos de Cibersegurança. Em termos de custos, ressaltamos que a adoção do PSCAD como solução única tem se mostrado uma das etapas mais desafiadora e dispendiosa dentre todas as providências mencionadas no RAP. Em vários casos, as propostas comerciais recebidas indicam valores superiores a R$ 1 milhão por empreendimento, atingindo valores superiores a R$ 10 milhões para alguns empreendimentos específicos. Além disto, apesar de resultarem em custos inferiores aos relacionados com a modelagem dos aerogeradores, a implantação e adaptação dos PMUs e RDPs também terão impactos sobre os agentes, pois além dos custos dos equipamentos em si, em diversos casos seria necessário adaptar a subestação em que o empreendimento se conecta, visto que há exigência de medição de valores trifásicos, enquanto os Procedimentos anteriormente exigiam medição monofásica.

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Apesar das dificuldades reportadas, gostaríamos de destacar e reforçar a diligência dos agentes de geração, que vem envidando todos os esforços para atendimento aos prazos estipulados pelo ONS, pelo menos com respostas aos pontos indicados e eventuais proposições de soluções alternativas técnicas com prazos e custos de maior racionalidade econômica.

É fundamental, portanto, que sejam buscadas soluções que evitem custos desnecessários ou demasiados e que possam ser executadas no curto prazo, para inclusive restabelecer integralmente os limites de intercâmbio anteriores ao apagão do dia 15/08/2023.

Finalizando a questão financeira, conclui-se que a situação requer reconhecimento de tratamento regulatório, conforme regulamentação a seguir, para ressarcimento dos custos a serem dispendidos em atendimento aos novos requisitos dos Procedimentos de Rede não passíveis de previsão por parte de agente de geração, pois ao contrário impactariam o resultado econômico e financeiro dos empreendimentos, que poderiam afetar em última instância o valor da energia para os consumidores.

O reconhecimento deve fazer referência à Resolução Normativa ANEEL nº 1.030/22, que consolidou diversos atos regulatórios e estabelece, entre outros itens, procedimentos e condições referentes à adequação de instalações de centrais geradoras motivada por alteração na configuração do sistema elétrico. Em seu art. 36, a referida Resolução trata do reconhecimento pela ANEEL das condições para o ressarcimento dos custos incorridos para a implantação de reforço. Por sua vez, o art. 23 dessa Resolução estabelece quais itens são classificados como reforços, dentre outros: “I - instalação de equipamentos para adequação ou complementação das instalações pertencentes a central geradora, por causa de alteração da configuração da rede elétrica; II - substituição de equipamentos nas instalações pertencentes a central geradora por superação das respectivas capacidades normatizadas; e III - instalação ou substituição de sistema de oscilografia digital de longa duração.”
No entendimento da ABEEólica, as providências estabelecidas no RAP se enquadram como implantação de reforços, em acordo com o disposto no inciso I, do art. 23. Isto porque a implantação dessas providências trará maior modernidade e confiabilidade ao SIN, beneficiando diretamente os agentes de consumo, sendo fundamental que tais providências sejam reconhecidas previamente pela ANEEL para fins

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de ressarcimento, para que os agentes de geração possam executar suas ações com a devida segurança regulatória. Diante de todo o exposto, solicitamos a essa Agência que:
i. Confirme o entendimento acerca das providências estabelecidas no RAP, sendo estas tratadas como reforços no âmbito da REN 1.030/22 e que, por conseguinte, terão seus custos ressarcidos. ii. Não instaure processos de fiscalização neste primeiro momento, dada a imaturidade da discussão. iii. Se ainda o tiver feito ou vier a fazer em função da avaliação das exigências estabelecidas no RAP, que (iii.a) não seja aplicada qualquer tipo de penalidade, seja no âmbito de advertência e/ou financeira relacionada aos itens aqui tratados; e (iii.b) realize o arquivamento do processo. iv. Recomende ao ONS que aceite as soluções técnicas alternativas que visam menores custos, mas que também sejam efetivas ao objetivo pretendido, buscando maior unidade nessas soluções, devendo o processo ser conduzido em conjunto com essa Agência através de um workshop para que sejam mapeadas todas as soluções alternativas às exigências inicialmente colocadas pelo ONS, e ao final, seja possível a consolidação de Nota Técnica que estabeleça de forma clara as possíveis soluções a serem implantadas, assim como, o seu detalhamento. Ainda, que seja estabelecido nessa Nota Técnica o conteúdo dos documentos Relatório de Comissionamento e Planilha de Dados .
v. Determine ao ONS que ajuste os prazos de entrega, conforme a maioria dos casos e, excepcionalmente, conforme cada caso considerando as especificidades, de forma que os agentes possam estar em conformidade com as obrigações no SGR do ONS para implantação das soluções acordadas fruto do workshop conforme detalhado no item anterior. vi. Que a ANEEL abra Consulta Pública para rever os Procedimentos de Rede de forma mais ampla para avaliação das adequações dos requisitos e responsabilidades que passarão a ser exigidos aos agentes de geração, inclusive, que são impeditivos para emissão das DAPR-T-P-D, em especial, incorporando nos Procedimentos de Rede o próprio relatório de comissionamento e planilha de dados para a adequada previsibilidade por parte dos agentes.

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Finalmente, gostaríamos de solicitar uma reunião para tratar dos temas ora expostos ao tempo que agradecemos antecipadamente pela atenção dispensada a esta carta e reiteramos nosso compromisso em contribuir ativamente para o fortalecimento e sustentabilidade do setor de energia eólica no Brasil. Certos de contarmos com vossa habitual atenção, agradecemos de antemão a disponibilidade e nos colocamos sempre à disposição.

Atenciosamente,

Elbia Gannoum Presidente Executiva da ABEEólica