Regras de Comercialização de Energia Flashcards
(260 cards)
1
Q
Quais os destinos da energia da contratação de energia proveniente de Itaipu e de usinas participantes do PROINFRA?
A
A contratação de energia proveniente de Itaipu está direcionada exclusivamente ao ACR, ao passo que a contratação das usinas participantes do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) está direcionada para os dois ambientes de contratação ACR e ACL.
2
Q
Para onde será destinada a energia dos contratos de cotas de energia nuclear e dos contratos de cotas de garantia física?
A
Será integralmente destinado ao ACR, a partir de janeiro/2014, por meio dos Contratos de Cotas de Energia Nuclear (CCEN), toda energia oriunda dos empreendimentos de fontes nucleares Angra 1 e 2, conforme Art. 10 da Lei nº 12.111/2009. Também será integralmente destinada ao ACR, por meio dos Contratos de Cota de Garantia Física (CCGF), toda energia oriunda de empreendimentos que tiveram concessão ou permissão renovada, conforme Decreto nº 7.805 de 14 de setembro de 2012.
3
Q
Quem é responsável pela sazonalização e modulação de energia no ACL e no ACR?
A
No ACL, esses processos devem ser realizados pelo próprio agente, conforme volumes acordados. No ACR, existem diretrizes específicas para a determinação dos volumes, que estão detalhadas no presente documento e em módulo específico de PdC.
4
Q
O que é modulação vinculada?
A
De forma a facilitar a modulação do CCEAL, os agentes podem, de comum acordo, vincular sua
modulação à medição de ativos de geração ou consumo ou, ainda, conforme o perfil de geração
das usinas integrantes do MRE.
Dessa forma, os CCEAL com Modulação Vinculada possibilitam que a modulação do contrato seja
realizada de forma automática pela CCEE, conforme um perfil pré-estabelecido atrelado à medição
de um ativo específico ou um conjunto de ativos, desde que devidamente acordado entre as partes
5
Q
Como pode ocorrer a modulação vinculada?
A
Modulação de CCEAL conforme Carga ou conjunto de Cargas Essa funcionalidade processa a modulação de um CCEAL conforme o perfil da medição apurada de uma carga específica ou um conjunto de cargas modeladas na CCEE. De modo semelhante ao CCEAL firmado entre empresas do mesmo grupo econômico, cuja parte compradora pertence à categoria de distribuição.
Modulação de CCEAL conforme Geração ou conjunto de Usinas De modo análogo à funcionalidade disponível para modulação de CCEAL conforme uma carga ou conjunto de cargas, a modulação conforme geração vincula o processo de modulação de CCEAL ao perfil da medição apurada de uma usina ou um conjunto de usinas modeladas na CCEE.
Modulação de CCEAL conforme MRE A modulação conforme o MRE permite às contrapartes de um CCEAL que o contrato seja modulado de acordo com o perfil realizado pelo conjunto de usinas que integram o MRE em todo o SIN.
6
Q
O que é CCEAR por quantidade e quais suas características?
A
1) Os contratos na modalidade “quantidade de energia” são aqueles em que o vendedor é responsável pela entrega da quantidade de energia contratada no centro de gravidade do submercado do empreendimento de geração, assumindo os custos decorrentes do risco hidrológico referente à operação energética integrada.
2) Os riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre os submercados da entrega e do consumo são assumidos pelo comprador, uma vez que o ponto de entrega é no centro de gravidade do submercado onde esteja localizado o empreendimento de geração.
3) Os volumes anuais dos CCEARs por quantidade são definidos no leilão que o originou, sendo necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação para efeito de contabilização.
4) A sazonalização de um CCEAR por quantidade é realizada mediante acordo entre as partes e, caso não seja efetuada nos prazos previstos em PdC, a distribuição em quantidades mensais é feita seguindo o perfil da carga declarada pela compradora ao final de cada ano e consolidada pelo SIMPLES, ou seu substituto, de acordo com limites máximos e mínimos definidos em cláusula contratual.
5) Por sua vez, a modulação é feita conforme o perfil da carga remanescente, descontados todos os outros contratos registrados na CCEE em nome da distribuidora, respeitando o limite de potência associado do contrato.
7
Q
O que são CCEARs por disponibilidade e quais suas características contratuais?
A
1) Os contratos na modalidade “disponibilidade de energia”, para contratação de energia proveniente de empreendimentos termelétricos, são aqueles nos quais os riscos, ônus e benefícios da variação de produção em relação à garantia física são alocados ao grupo de distribuidoras participantes do leilão e, posteriormente, repassados aos consumidores regulados por meio das tarifas.
2) Nesse tipo de contrato, as distribuidoras ficam sujeitas às exposições financeiras no mercado de curto prazo, sejam elas positivas ou negativas.
3) Os volumes anuais dos CCEARs por disponibilidade são definidos no leilão que o originou, sendo necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação para efeito de contabilização.
4) Na sazonalização de um CCEAR por disponibilidade, a quantidade anual é distribuída uniformemente
em todos os meses de vigência do contrato no ano, proporcionalmente ao número de horas de cada
mês (sazonalização flat).
5) Por sua vez, na modulação a distribuição da energia contratada para cada período de
comercialização é feita conforme o perfil da carga do comprador, respeitando o limite de potência
associado do contrato
8
Q
O que são Contratos de Cota de Garantia Física - CCGFs e quais são suas caracteristicas contratuais?
A
1) Os contratos na modalidade “Cota de Garantia Física”, para contratação de energia proveniente de empreendimentos de geração englobados pela Lei nº 12.783/13, são aqueles nos quais os riscos, ônus e benefícios da variação de produção em relação à garantia física são alocados ao grupo de distribuidoras participantes do rateio de cotas e, posteriormente, repassados aos consumidores regulados por meio das tarifas.
2) Nesse tipo de contrato, as distribuidoras ficam sujeitas às exposições financeiras no mercado de curto prazo, sejam elas positivas ou negativas.
3) Tais contratos são registrados separadamente entre o agente concessionário e os cotistas no submercado do empreendimento, sendo os valores de potência e as quantidades mensais de energia definidos pela aplicação da cota-parte de cada agente de distribuição, conforme percentual informado anualmente pela Aneel.
4) A sazonalização de cada CCGF será por meio do perfil de carga declarado ao SIMPLES pelas
distribuidoras cotistas, e a modulação será conforme perfil de geração do MRE ou perfil de geração
da usina.
9
Q
O que são contratos de Itaipu e quais são as suas características?
A
1) Tais contratos são registrados separadamente entre o agente concessionário e os cotistas no submercado do cotosta, sendo os valores de potência e as quantidades mensais de energia definidos pela aplicação da cota-parte de cada agente de distribuição, conforme percentual informado anualmente pela Aneel.
2) Como a área de atuação das subsidiárias Furnas e Eletrosul abrangem os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, as quantidades de potência e de energia disponibilizados para contratação pelo Brasil (incluída a parcela adquirida do Paraguai) são repassadas às concessionárias dessas regiões nas cotas-partes a elas destinadas pelo Poder Concedente de forma compulsória.
3) As cotas-partes correspondem a frações da potência, e respectiva energia vinculada, contratada pela Eletrobras com Itaipu Binacional, na proporção do mercado de todas as distribuidoras dos referidos subsistemas, desde que não mantenham compra regulada integralmente com as distribuidoras cotistas. São considerados detentores de cotas-partes de Itaipu os concessionários dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, conforme legislação específica. Em face de alterações no mercado de energia elétrica das empresas cotistas, há necessidade de ajuste nas cotas-partes, sendo os valores publicados anualmente pela ANEEL, conforme regulamentação vigente.
4) As partes envolvidas em um contrato de Itaipu podem apenas visualizar seu contrato no SCL, uma vez que as quantidades de energia e potência são determinadas em ato regulatório.
Todos os contratos de Itaipu são modulados seguindo o perfil de geração do MRE.
Para fins de aplicação das Regras e Procedimentos de Comercialização, a usina de Itaipu é representada pela Eletrobras, no papel de agente comercializador de energia de Itaipu.
10
Q
O que são contratos do PROINFRA e quais as suas características?
A
1) O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), coordenado pelo
MME e instituído pela Lei nº 10.438/2002, estabelece a contratação de energia no Sistema
Interligado Nacional (SIN), produzidos por fontes eólicas, biomassa e pequenas centrais
hidrelétricas (PCHs).
Os contratos do PROINFA representam os efeitos da energia comercializada pela Eletrobras na
CCEE, da energia elétrica produzida por usinas participantes do referido programa com as
concessionárias de distribuição e consumidores livres, adquirentes das cotas de energia.
2) Anualmente, a Eletrobras estabelece as cotas anuais de energia elétrica que integram o programa,
com base no total da energia contratada das usinas participantes, constantes do Plano Anual do
PROINFA (PAP) para o ano de referência, e distribuídas aos agentes cotistas na proporção do referido mercado, incluída a subclasse “Residencial Baixa Renda”, ou do consumo de energia
elétrica no caso de consumidor livre ou autoprodutor. Essas cotas anuais de energia são tratadas sob a forma de compromisso de entrega entre a
Eletrobras e os agentes detentores das referidas cotas, sob a forma de contratos registrados por
período de comercialização no SCL.
3) Para o processo de contabilização e liquidação faz-se necessário modular os contratos e, assim, determinar a quantidade contratada, por período de comercialização, de cada cotista do PROINFA, que serve de lastro para cobertura do consumo correspondente para fins de contabilização.
11
Q
Quais as premissas gerais dos CCEALs?
A
- Cada CCEAL é identificado como um relacionamento comercial entre um agente comprador e um agente vendedor.
- O CCEAL é registrado no submercado de entrega da energia.
- A CCEE identificará os CCEALs e os respectivos limites relativos a agentes que tenham direito ao alívio de exposição, função da diferença de preços nos submercados origem e destino, por meio do eventual excedente financeiro apurado.
- A determinação do montante contratado e de sua vigência, assim como o processo de modulação do contrato são facultativas ao agente, exceto a modulação dos CCEALs firmados entre empresas do mesmo grupo econômico, onde o comprador pertence à categoria de distribuição, que serão realizadas conforme premissas específicas estabelecidas nesse documento.
4.1. Para os CCEALs provenientes de negociações firmadas no Mecanismo de Venda de Excedentes - MVE, a modulação é determinada de forma flat, conforme comando regulatório. Os contratos decorrentes do MVE serão inseridos no Sistema diretamente pela CCEE não sendo passíveis de edição pelas partes vendedora ou compradora.
- Para CCEALs, os montantes e vigências são considerados apenas com a validação das contrapartes.
12
Q
Qual a expressão da quantidade sazonalizada para cada CCEAL?
A
QM(e,m)=somatório de cada “j” percentente a “m” de CQe,j
Em que
QM(e,m) é a Quantidade Sazonalizada do Contrato “e” no mês de apuração “m”
CQe,j é a Quantidade Modulada do Contrato “e” no período de comercialização “j”
13
Q
Qual a expressão para a modulação de um CCEAL?
A
A modulação de um CCEAL é definida conforme valores de energia informados e validados pelos agentes para cada período de comercialização:
MV_MMAF(e,j)=CQ_LAEP(e,j)
em que:
MV_MMAF(e,j) é o Montante Modulado Ajustado Final na vigência do Contrato “e” no período de comercialização “j”
CQ_LAEP(e,j) é a Quantidade Modulada Livremente Acordada Entre as Partes do Contrato “e” no período de comercialização “j”
- O somatório dos valores por período de comercialização deve ser igual à quantidade da vigência do montante.
- Caso a vigência do montante supere um mês, considera-se somente as horas pertencentes ao mês.
14
Q
Qual a expressão para a modulação flat de um CCEAL?
A
Para contratos sem valores para cada período de comercialização definidos, ou não validados dentro dos prazos determinados nos Procedimentos de Comercialização correspondentes, a modulação flat corresponde à distribuição uniforme (modulação flat) do Montante mensal, ou do período de vigência do relacionamento comercial dentro do mês, conforme expressão a seguir:
MV_PRE(e,j)=MV(e,v)*SDP(m)
Em que:
MV_PRE(e,j) é o Montante Modulado Preliminar na vigência do Contrato “e” no período de comercialização “j”
MV(e,v) é o Montante na Vigência do contrato “e”, na vigência “v”, limitada ao mês de contabilização
SDP(m) duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
15
Q
Como se dá a expressão da modulação vinculada à (por) carga dos contratos CCEAL?
A
Para CCEALs firmados com opção de modulação vinculada à carga ou conjunto de cargas, desde que devidamente validada pela contraparte, a modulação é feita de acordo com o perfil para cada período de comercialização do conjunto de cargas associados ao CCEAL, conforme a expressão a seguir:
MV_PRE(e,j)=(MV(e,v)V_HORAS(v))F_MODVC(e,j)
Em que:
MV_PRE(e,j) é o Montante Modulado Preliminar na vigência do Contrato “e” no período de comercialização “j”
MV(e,v) é o Montante na Vigência do contrato “e”, na vigência “v”, limitada ao mês de contabilização
V_HORAS(v) é a Quantidade de Horas na vigência “v” compreendida no período de vigência do contrato limitada ao mês de contabilização
F_MODVC(e,j) é o Fator de Modulação Vinculada à Carga do Contrato “e” no período de comercialização “j”
16
Q
Como se dá a expressão da modulação preliminar vinculada à Geração dos contratos CCEAL?
A
Para CCEALs firmados com opção de Modulação Vinculada à geração de uma usina, ou conjunto de usinas, desde que devidamente validada pela contraparte, a modulação é feita de acordo com o perfil para cada período de comercialização do conjunto de usinas associadas ao CCEAL, conforme a expressão a seguir:
MV_PRE(e,j)=(MV(e,v)V_HORAS(v))F_MODVG(e,j)
MV_PRE(e,j) é o Montante Modulado Preliminar na vigência do Contrato “e” no período de comercialização “j”
MV(e,v) é o Montante na Vigência do contrato “e”, na vigência “v”, limitada ao mês de contabilização
V_HORAS(v) é a Quantidade de Horas na vigência “v” compreendida no período de vigência do contrato limitada ao mês de contabilização
F_MODVG(e,j) é o Fator de Modulação Vinculada a Geração do Contrato “e” no período de comercialização “j”
17
Q
Como se dá a expressão da modulaçãp em função dos limites mínimos e máximos dos contratos?
A
O Montante Modulado Ajustado de contrato, em função dos limites mínimo e máximo informados pelo agente, é calculado conforme as seguintes expressões:
Se o contrato possuir limites para modulação, então:
MV_MMAe,j=min(LMAXVe,v * SPDm; max(MV_PREe,j ; LMINVe,v*SPDm))
Caso Contrário:
MV_MMAe,j=MV_PREe,j
Onde:
MV_MMAe,j é o Montante Modulado Ajustado em função dos limites máximo e mínimo do contrato “e”, no período de comercialização “j”
MV_PREe,j é a Montante Preliminar Modulado do Contrato “e” no período de comercialização “j”
LMAXVe,v é o Limite Máximo de Modulação do contrato “e”, na vigência “v”, limitada ao mês de contabilização
LMINVe,v é o Limite Mínimo de Modulação do contrato “e”, na vigência “v”, limitada ao mês de contabilização
SPDm duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
18
Q
Após a determinação dos montantes modulados em nínimos e máximos, como se dá os ajustes dos montantes para cada periodo de comercialização?
A
Determinados os montantes modulados ajustados em máximo e mínimo, verifica-se a necessidade de ajuste dos montantes para cada período de comercialização. O montante a ser ajustado ao longo das horas da vigência no mês de apuração equivale à diferença entre o montante modulado ajustado e o montante original.
19
Q
Como se da os ajustes dos montantes para cada periodo de modulação (quando houver mínimos e máximos) Quando o montante alocado for maior do que o montante original modulado?
A
AJU_SUPe,j=(max(0; ⅀ (j ϵ “CPEV”): MV_MMAe,j - ⅀ (j ϵ “CPEV”): MV_PREe,j) )
*
(MV_MMAe,j - LMINVe,v * SPDm)/(⅀ (j ϵ “CPEV”): (MV_MMAe,j - LMINVe,v*SPDm))
Onde:
AJU_SUPe,j é o Ajuste por Superávit de alocação do contrato “e”, no período de comercialização “j”
MV_MMAe,j é o Montante Modulado Ajustado em função dos limites máximo e mínimo do contrato “e”, no período de comercialização “j”
MV_PREe,j é a Montante Preliminar Modulado do Contrato “e” no período de comercialização “j”
LMINVe,v é o Limite Mínimo de Modulação do contrato “e”, na vigência “v”, limitada ao mês de contabilização
“CPEV” é o Conjunto de Períodos de Comercialização “j”, em que o contrato “e”, está vigente dentro de uma vigência “v”, do contrato limitada ao mês de contabilização “m”
SPDm duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
20
Q
Como se da os ajustes dos montantes para cada periodo de modulação (quando houver mínimos e máximos) Quando o montante alocado for menor do que o montante original modulado?
A
AJU_DEFe,j =(max(0; ⅀ (j ϵ “CPEV”): MV_PREe,j - ⅀ (j ϵ “CPEV”): MV_MMAe,j) )
*
(LMAXVe,v * SPDm - MV_MMAe,j) /(⅀ (j ϵ “CPEV”): (LMAXVe,v * SPDm - MV_MMAe,j))
Onde:
AJU_DEFe,j é o Ajuste por Déficit de alocação do contrato “e”, no período de comercialização “j”
MV_MMAe,j é o Montante Modulado Ajustado em função dos limites máximo e mínimo do contrato “e”, no período de comercialização “j”
MV_PREe,j é a Montante Preliminar Modulado do Contrato “e” no período de comercialização “j”
LMAXVe,v é o Limite Máximo de Modulação do contrato “e”, na vigência “v”, limitada ao mês de contabilização
“CPEV” é o Conjunto de Períodos de Comercialização “j”, em que o contrato “e”, está vigente dentro de uma vigência “v”, do contrato limitada ao mês de contabilização “m”
SPDm duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
21
Q
Como se dá a expressão do montante modulado ajustado final do contrato?
A
MV_MMAFe,j= MV_MMAe,j - AJU_SUPe,j + AJU_DEFe,j
Onde:
MV_MMAFe,j é o Montante Modulado Ajustado Final do contrato “e”, no período de comercialização “j”
MV_MMAe,j é o Montante Modulado Ajustado em função dos limites máximo e mínimo do contrato “e”, no período de comercialização “j”
AJU_SUPe,j é o Ajuste por Superávit de alocação do contrato “e”, no período de comercialização “j”
AJU_DEFe,j é o Ajuste por Déficit de alocação do contrato “e”, no período de comercialização “j”
22
Q
Comose dá a expressão da modulação final dos contratos nao ajustada?
A
CQ_0e,j = MV_MMAFe,j
Onde:
CQ_0e,j é a Quantidade Modulada Não Ajustada do Contrato “e” no período de comercialização “j”
MV_MMAFe,j é o Montante Modulado Ajustado Final do contrato “e”, no período de comercialização “j”
23
Q
Quais são as premissas dos contratos do proinfra?
A
Para os contratos do PROINFA devem ser observadas as seguintes premissas:
- Todas as usinas participantes do PROINFA serão modeladas no SCL sob o agente comercializador da energia do PROINFA, representado na CCEE pela Eletrobrás.
- Cada contrato do PROINFA é identificado como um relacionamento comercial entre um cotista (agente comprador) e o agente comercializador da energia do PROINFA (agente vendedor).
- O contrato do PROINFA é registrado no submercado de entrega da energia; nesse caso, o submercado de atendimento da carga do comprador.
24
Q
Como é o processo de sazonalização dos contratos do PROIFRA?
A
O processo de sazonalização de contratos do PROINFA é composto pelos seguintes comandos e expressões:
- As cotas anuais de energia elétrica relativas ao PROINFA são sazonalizadas pelo agente comercializador da energia do PROINFA, conforme os prazos e condições estabelecidos em módulo específico dos PdCs.
1.1. O valor sazonalizado determina a quantidade mensal do PROINFA a ser utilizada para determinação dos contratos entre o agente comercializador da energia do PROINFA e os agentes cotistas.
1.2. Caso o Agente Comercializador da Energia do PROINFA não efetue a sazonalização de seus contratos dentro dos prazos determinados em módulo específico dos PdCs, a quantidade sazonalizada é definida pela distribuição uniforme (sazonalização flat) da quantidade anual do contrato, expresso por:
QMe,m= QAe,f *( M_HORASm/⅀ (m ϵ f):M_HORASm)
Onde:
QMe,m é a Quantidade Sazonalizada do Contrato “e” no mês de apuração “m”
QAe,f é a Quantidade Anual do Contrato “e” no ano de apuração “f”
M_HORASm é a Quantidade de Horas no mês de apuração “m” compreendida no período de vigência do contrato
Importante: No caso de migração de cargas do mercado cativo para o ACL durante o ano, ou do retorno para o cativo (desligamento da CCEE), os montantes remanescentes dos contratos PROINFA das cargas e distribuidoras deverão seguir a curva de sazonalização do contrato PROINFA da distribuidora à qual a carga está conectada.
25
Como é o cálculo do fator de modulação dos contratos do PROINFRA?
O processo de modulação de contratos do PROINFA é composto pelos seguintes comandos e expressões:
1. A modulação dos contratos do PROINFA segue a modulação da geração das usinas participantes do programa, sendo composto por uma parcela relativa às usinas não participantes do MRE e outra relativa a usinas participantes do MRE.
2. O Fator de Modulação dos contratos do PROINFA é determinado a partir da geração verificada das usinas não participantes do MRE e do total de garantia física das usinas do PROINFA participantes do MRE, moduladas pela curva de geração de todas as usinas no MRE, conforme a seguinte expressão:
Se (⅀ (j ϵ m)⅀ (p ϵ PMRE’, p ϵ PPFA):Gp,j)+ (⅀ (p ϵ PMRE, p ϵ PPFA): MGFIS_Mp,m) = 0
então:
F_MCPFAj=1/M_SPDm
Senão
F_MCPFAj=(⅀ (p ϵ PMRE, p ϵ PPFA):Gp,j+(⅀ (p ϵ PMRE’, p ϵ PPFA):MGFIS_Mp,m))/
(⅀ (j ϵ m)⅀ (p ϵ PMRE’, p ϵ PPFA):Gp,j + ⅀ (p ϵ PMRE, p ϵ PPFA): MGFIS_Mp,m)
Onde:
F_MCPFAj é o Fator de Modulação dos Contrato do PROINFA no período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p” por período de comercialização “j”
F_MREj é o Fator de Modulação do MRE no período de comercialização “j”
MGFIS_Mp,m é a Garantia Física Mensal de uma parcela de usina “p” participante do
MRE em um mês de apuração “m”
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m” compreendida no período de vigência do contrato
“PMRE” representa o conjunto de parcelas de usinas “p” que participam do MRE
“PMRE’ ” representa o conjunto de parcelas de usinas “p” que não participam do MRE
“PPFA” representa o conjunto de parcelas de usinas “p” do PROINFA
26
Como se dá a expressão da quantidade modulada não ajustada do contrato do PROINFRA?
A Quantidade Modulada Não Ajustada do contrato do PROINFA atribuída a cada cotista é determinada por meio da aplicação do Fator de Modulação dos contratos do PROINFA sobre a quantidade mensal sazonalizada, conforme apresentado na expressão a seguir:
CQ_0e,j= QMe,m ∗ F_MCPFAj
Onde:
CQ_0e,j é a Quantidade Modulada Não Ajustada do Contrato “e” no período de comercialização “j”
QMe,m é a Quantidade Sazonalizada do Contrato “e” no mês de apuração “m”
F_MCPFAj é o Fator de Modulação dos Contrato do PROINFA no período de comercialização “j”
27
Quais as premissas gerais dos contratos de cota de Garantia Física?
1. Cada usina do regime de cotas estará modelada no SCL sob o agente concessionário do empreendimento de geração, em perfil de agente específico.
2. Cada Contrato de Cota de Garantia Física é identificado como um relacionamento comercial entre um cotista (agente comprador) e o agente concessionário do empreendimento de geração (agente vendedor).
3. Para usinas que foram licitadas no âmbito da Lei 13.203/15, a partir do ano de 2017, apresentarão um percentual de sua Garantia Física total disponível para livre negociação, e, portanto, para uma melhor operacionalização será modelada uma usina em perfil especifico para comercialização no modelo cotas de garantia física, e uma outra usina contendo o complemento de garantia física para livre negociação, cada uma delas com seu percentual de garantia física correspondente.
4. O Contrato de Cota de Garantia Física é registrado no submercado da usina.
5. A Aneel informa à CCEE os fatores dos percentuais de contratação anual das cotas de Garantia Física de cada usina para as distribuidoras cotistas no mês de processamento da Sazonalização dos contratos. Este fator, definido em ato regulatório, é aplicado na Garantia Física, disponibilizado no centro de gravidade onde está localizada a Usina.
28
Como se dá o processo de sazonalização dos contratos de cota de garantia física?
A quantidade anual de cada contrato de cota de Garantia Física será determinada pela aplicação do fator de percentual de contratação anual, definido pela ANEEL, de cada agente distribuidor a Garantia Física da parcela de usina sob o regime de cotas, conforme expressão abaixo:
QAe,f =GFp * F_PCAm ∗ F_CCGFa,p,f ∗ ⅀ (m ∈ f):M_HORASm
Onde:
QAe,f é a Quantidade Anual do Contrato “e” no ano de apuração “f”
F_PCAm é o Fator de Percentual de Contratação Anual no mês de apuração “m”
F_CCGFa,p,f é o Fator de Rateio de Cotas de Garantia Física para cada perfil de agente cotista “a”, da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
GFp é Garantia Física definida em ato regulatório da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
M_HORASm é a Quantidade de Horas no mês de apuração “m” compreendida no período de vigência do contrato.
29
Como se dá a expressão para o detalhamento do processo de modulação não ajustado de contratos de cota de garantia física?
O processo de modulação de Contratos de Cota de Garantia Física é composto pelos seguintes comandos e expressões:
1. A quantidade modulada não ajustada do Contrato de Cota de Garantia Física, que esteja relacionado à usina participante do MRE, é calculada conforme perfil de geração do MRE:
CQ_0e,j = QMe,m∗F_MREj
Onde:
CQ_0e,j é a Quantidade Modulada Não Ajustada do Contrato “e” no período de comercialização “j”
QMe,m é a Quantidade Sazonalizada do Contrato “e” no mês de apuração “m”
F_MREj é o Fator de Modulação do MRE por período de comercialização “j”
2. A quantidade modulada não ajustada do Contrato de Cota de Garantia Física, que esteja relacionado à usina não participante do MRE, é calculada conforme perfil de geração da usina:
CQ_0e,j =QMe,m∗F_MODVGe,j
Onde:
CQ_0e,j é a Quantidade Modulada Não Ajustada do Contrato “e” no período de comercialização “j”
QMe,m é a Quantidade Sazonalizada do Contrato “e” no mês de apuração “m”
F_MODVGe,j é o Fator de Modulação Vinculada a Geração da parcela de usina “p” vendedora do Contrato “e” no período de comercialização “j”
30
O que é Garantia Física e quem é o responsável pela determinação?
1) A Lei nº 10.848/04, regulamentada pelo art. 2º do Decreto nº 5.163/04, estabelece que “Garantia Física” é a quantidade máxima de energia elétrica associada ao empreendimento, incluindo importação, que poderá ser utilizada para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos.
2) Segundo esse decreto, a definição da forma de cálculo da garantia física dosempreendimentos de geração é de responsabilidade do MME, sendo a execução do cálculo realizada pela EPE, e o seu valor estabelecido no contrato de concessão ou ato de autorização.
3) A garantia física do Sistema Interligado Nacional (SIN) corresponde à quantidade máxima de energia que esse sistema pode suprir a um dado critério de garantia de suprimento. Essa energia é rateada entre todos os empreendimentos de geração que constituem o sistema, a fim de se obter a garantia física dos empreendimentos com vistas à comercialização de energia via contratos.
31
Quais são as etapas para a modulação da Garantia Física para o MRE?
1) Ajuste da Garantia Física Sazonalizada: essa etapa prepara os dados de garantia física em base mensal para a contabilização, em função das perdas internas associadas à operação
de cada usina.
2) Cálculo dos Fatores de Modulação: essa etapa calcula os fatores auxiliares que são utilizados para modulação tanto da garantia física de usinas hidráulicas participantes do MRE como dos contratos de Itaipu e do PROINFA.
3) Modulação da Garantia Física de Usinas participantes do MRE: define os valores modulados da garantia física de usinas hidráulicas participantes do MRE,incluindo a usina de Itaipu.
4) Ajuste da Garantia Física Modulada: essa etapa ajusta os valores de garantia física tanto em função do rateio de perdas da Rede Básica (para usinas participantes desse rateio), quanto com relação aos índices de degradação de disponibilidade (MRGF) refletidos na garantia física das usinas participantes do MRE.
32
Quais são os passos para o cálculo de garantia física para composição de lastro?
1) Cálculo da Garantia Física por usina: essa etapa calcula a garantia física que compõe o lastro para comercialização de energia elétrica a partir de usinas hidráulicas (participantes ou não do MRE) e não hidráulicas.
2) Totalização da Garantia Física por Agente: essa etapa consolida o total de garantia física de cada agente com base nas usinas que essa empresa representa diante da CCEE.
33
Quais são as formas de cálculo de garantia física de Usinas Hidráulicas não participantes do MRE?
1) Definida pelo MME- Corresponde à garantia física sazonalizada pelo agente, descontadas as unidades geradoras em teste e ajustada
(i) por um fator que representa a média das perdas internas,
(ii) pelo Fator de Rateio de Perdas da Rede Básica e
(iii) pelo Fator de Disponibilidade.
2) Não Definida pelo MME: Equivale à Geração Medida da usina no período de comercialização.
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Qual a forma de cálculo de garantia física de Usinas Hidráulicas participantes do MRE?
Corresponde à Garantia Física Modulada (já considerado o fator que representa a média das perdas internas) ajustada apenas pelo Fator de Rateio de Perdas da Rede Básica (não considera o efeito do Mecanismo de Redução de Garantia Física (MRGF)).
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Quais são as formas de cálculo de garantia física de Usinas Hidráulicas não hidráulicas?
1. Definida pelo MME:
Corresponde à garantia física sazonalizada pelo agente, descontadas as unidades geradoras em teste e ajustada (i) por um
fator que representa a média das perdas internas, (ii) pelo Fator de Rateio de Perdas da Rede Básica e (iii) pelo Fator de Disponibilidade.
2. Não Definida pelo MME
2.1. Tipo IA ou IIA: Corresponde à capacidade das unidades geradoras em operação comercial, ajustadas (i) pelo Fator de Capacidade Máxima, (ii) pelo Fator de Rateio de Perdas da Rede Básica,
(iii) por eventuais perdas internas, e (iv) pelo Índice de Disponibilidade Verificado.
2.2. Tipo IB, IIB, IIC ou III: Equivale à Geração Medida da usina no período de comercialização.
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Qual a classificação das usinas conforme modalidade de despacho?
- Tipo I: Programação e despacho centralizado.
- Tipo II: Programação centralizada e despacho não centralizado.
- Tipo III: Programação e despacho não centralizado.
As Usinas não Hidraulicas classificadas pelo ONS como tipo I ou II serão diferenciadas, no âmbito da CCEE, de acordo com seu Custo Variável Unitário (CVU), sendo IA/IIA, quando possuírem CVU declarado, ou IB/IIB caso contrário. Resultando em:
- Usinas IA e IIA: possuem Custo Variável Unitário (CVU) diferente de zero.
- Usinas IB, IIB e III: possuem Custo Variável Unitário (CVU) igual a zero.
- Tipo III- Não possuem relacionamento operacional com a ONS e não são representadas individualmente
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Como podem ser classificadas as usinas Tipo II
- Tipo II-A- térmicas com CVU declarados e simuladas nos modelos energéticos ou usinas hidráulicas com podência maior que 30 MW sem impactos significativos na rede de operação.
- Tipo II-B - possuem reservatórios que impactam hidreelétricas Tipo I ou necessitam de representação individualizada nos processos do ONS
- Tipo II C - não impactam o SIN individualmente mas em conjusnto com outras usinas que compartilham o mesmo ponto de conexão impactam a rede de operação do SIN.
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Quais são as usinas que não declaram sazonalização para o MRE?
1)Itaipu
2) usinas que tiveram renovação de concessão
3)usinas submotorizadas
4) usinas que iniciam ou terminam o período de concessão no ano de referência
5)usinas que não queiram declarar os valores de sazonalização
Nestes casos, os montantes sazonalizados determinados a partir dos valores informados pelos demais agentes, ou seja, a sazonalização dessas usinas seguirá o perfil de sazonalização das usinas que declararam os montantes.
39
Como é calculada a Garantia Física para fins do MRE?
A Garantia Física por período de comercialização é determinada pela garantia física sazonalizada, considerando um ajuste que reflete qual a parcela da usina que efetivamente se encontra em operação comercial. Dessa forma:
Se a usinas estiver motorizada no primeiro período de comercialização no ano de referência, então:
MGFISp,j=(QM_GFp,m/M_SPDm)*F_COM_GFp,j
Caso contrário, se a usina estiver em fase de motorização no ano de referência, então:
MGFISp,j=((QM_GF_PREp,m/M_SPDm)*F_OPS_ANTp,f+(DIF_GF_MREp,m/M_SPDm)
+
⅀(i∈p):((AC_GFIS_SAZp,i,m+ADDC_MOTp,i,m)/(HORAS_VIGp,i,m + ADDC_HORAS_MOTp,i,m)*SPDm)
*
(1-F_SUSPENSAp,j)
Onde:
MGFISp,j é a Garantia Física proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
QM_GFp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial associado a garantia física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
QM_GF_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
DIF_GF_MREp,m é a diferença entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_SUSPENSAp,j é o Fator de Suspensão da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
AC_GFIS_SAZp,i,m é o acréscimo de garantia física sazonalizado da nova unidade geradora em operação comercial associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_OPS_ANTp,f é o Fator de Operação Comercial e desconsiderando Suspenção no primeiro período de comercialização no MRE da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
HORAS_VIGp,i,m é a quantidade de horas da vigência de operação comercial da unidade geradora associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
ADDC_MOTp,i,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito na garantia física sazonalizada correspondente a unidade geradora associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”
ADDC_HORAS_MOTp,i,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito na quantidade de horas correspondente a unidade geradora associada ao
ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m”
SPDm é a duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
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Como é calculada a garantia física em operação comercial sazonalizada em um conjunto de período de comercialização até e a partir da entrada em operação comercial de unidades geradoras, ou da revisão da garantia física, ou da entrada no MRE da usina?
MGFIS_Bp,b,m=⅀(j∈CJPB):(MGFIS_Bp,j * F_PRC_GFp,j) * F_PDI_GFp,f-1
Onde:
MGFIS_Bp,b,m é a Garantia Física de um Bloco de períodos de comercialização proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no bloco de” limitada ao intervalo de contabilização no mês de apuração “m”
MGFISp,j é a Garantia Física proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_PDI_GFp,f-1 é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração anterior “f-1”
CJPB corresponde ao conjunto de períodos de comercialização “j” até e a partir da entrada em operação comercial de unidades geradoras ou da revisão da garantia física ou da entrada no MRE da parcela de usina “p”, no bloco de períodos de comercialização “b” limitada ao intervalo de contabilização no mês de
apuração “m”
F_PRC_GFp,j é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
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Como é o cálculo da Garnatia Física ajustada às perdas internas associadas à operação da usina?
para as usinas que possuem garantia física definida em ato regulatório, a Garantia Física Mensal será determinada pela aplicação do Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas Internas Médias na garantia física sazonalizada pelo agente, conforme expressão a seguir:
MGFIS_Mp,m=⅀(j∈M):(MGFISp,j * F_PDI_GFp,f-1 * F_PRC_GFp,j )
Onde:
MGFIS_Mp,m é a Garantia Física Mensal ajustada em função das perdas internas associadas à parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
MGFISp,j é a Garantia Física proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_PDI_GFp,f-1 é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração anterior “f-1”
F_PRC_GFp,j é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
42
O que é e como se calcula o fator de modulação das usinas participantes do MRE?
O Fator de Modulação das Usinas Participantes do MRE corresponde à relação entre a geração total dessas usinas, no período de comercialização, e a geração total dessas mesmas usinas no mês de apuração, conforme a expressão a seguir:
F_MREj=GMREj /T_GMREm
Onde:
F_MREj é o Fator de Modulação do MRE por período de comercialização “j”
GMREj é a Geração Total das Usinas Participantes do MRE no período de comercialização “j”
T_GMREm é a Geração Total Mensal de Usinas Participantes do MRE no mês de apuração “m”
A Geração Total das Usinas Participantes do MRE equivale ao somatório da geração de todas essas usinas, no período de comercialização, conforme a expressão:
GMREj=⅀(p ∈ PMRE):Gp,j
Onde:
GMREj é a Geração Total das Usinas Participantes do MRE no período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PMRE” representa o conjunto de parcelas de usinas “p” que participam do MRE
A Geração Total Mensal das Usinas Participantes do MRE equivale à geração final, naquele mês, de todas as usinas que participam do MRE, dada pela expressão:
T_GMRE=⅀(j ∈ m):GMREj
Onde:
T_GMREm é a Geração Total Mensal de Usinas Participantes do MRE no mês de apuração “m”
GMREj é a Geração Total das Usinas Participantes do MRE no período de comercialização “j”
43
O que é Fator Ponderado de Modulação das Usinas Participantes do MRE e como se calcula?
O Fator Ponderado de Modulação das Usinas Participantes do MRE corresponde à relação ponderada entre a geração total dessas usinas no período de comercialização, e a geração total dessas mesmas usinas no mês de apuração, conforme a expressão a seguir:
F_MRE_Pp,j=F_MREj/(⅀(j ∈ CJPB):(F_MREj))
Onde:
F_MRE_Pp,j é o Fator Ponderado de Modulação do MRE para a parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
F_MREj é o Fator de Modulação do MRE por período de comercialização “j”
CJPB corresponde ao conjunto de períodos de comercialização “j” até e a partir da entrada em operação comercial de unidades geradoras, ou da revisão da garantia física, ou da entrada no MRE da parcela de usina “p”, na vigência “v”, limitada ao intervalo de contabilização, no mês de apuração “m”
44
Como e determinada a modulação da garantia física das usinas participantes do MRE?
GFIS_1p,j=MGFIS_Bp,b,m*F_MRE_Pp,j
∀ p ∈ PMRE
Onde:
GFIS_1p,j é a Garantia Física Modulada da parcela de usina “p”, participante do MRE por período de comercialização “j”
MGFIS_Bp,b,m é a Garantia Física de um Bloco de períodos de comercialização proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no bloco de” limitada ao intervalo de contabilização no mês de apuração “m”
F_MRE_Pp,j é o Fator Ponderado de Modulação do MRE para a parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
45
Depois da modulação, como é realizado o ajuste segundo o fator de rateio de perdas da rede básica de geração associado à usina no MRE?
GFIS_RBp,j=GFIS_1p,j *UXP_GLFp,j
Onde:
GFIS_RBp,j é a Garantia Física Modulada Ajustada em Função das Perdas da Rede Básica da parcela de usina “p”, participante do MRE por período de comercialização “j”
GFIS_1p,j é Garantia Física Modulada da parcela de usina “p” participante do MRE por, período de comercialização “j”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, por período de comercialização “j”
46
Como se dá o ajuste da modulação após a verificação do cumprimento dos requisitos de disponibilidade?
O Mecanismo de Redução de Garantia Física - MRGF verifica se a usina participante do MRE, com modalidade de despacho tipo I, cumpriu ou não os requisitos de disponibilidade estabelecidos. Essa verificação é efetuada por meio do cálculo de um fator equivalente à razão entre os índices verificados e os índices de referência, conforme definido no ANEXO I (Cálculo do Fator de Disponibilidade) do módulo “Medição Contábil”. Ou seja, um valor inferior a 1 para esse fator significa que a usina não cumpriu os requisitos de disponibilidade, e que sua garantia física será ajustada para refletir esse descumprimento.
O Mecanismo de Redução de Garantia Física (MRGF) é aplicado sobre a Garantia Física Modulada Ajustada em Função das Perdas da Rede Básica conforme o Fator de Disponibilidade estabelecido para o empreendimento, visando o cálculo do MRE. Essa informação é definida por período de comercialização, dada pela expressão:
GFIS_2p,j=GFIS_RBp,j*F_DISPp,m
Onde:
GFIS_2p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada pelo Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_RBp,j é a Garantia Física Modulada Ajustada em Função das Perdas da Rede Básica da parcela de usina “p”, participante do MRE por período de comercialização “j”
F_DISPp,m é o Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
47
Como é o processo de garantia física para fins de lastro?
O processo de cálculo da garantia física é composto pelos seguintes comandos e expressões:
1. A garantia física de uma usina é definida por meio de portaria ou expedida pelo MME.
2. Uma vez definida a garantia física de uma usina, essa informação é tratada de modo a considerar alguns elementos tais como: (i) perdas internas, (ii) unidades geradoras em teste, (iii) efeito da sazonalização, (iv) fatores de perdas da Rede Básica e (v) perdas da Rede Compartilhada, de acordo com as características de cada usina, estruturada da seguinte forma:
2.1. O cálculo da garantia física para usinas hidráulicas é diferenciado conforme suas características, podendo ser:
* Participantes do MRE;
* Não participantes do MRE sem garantia física definida pelo MME;
* Não participantes do MRE com garantia física definida pelo MME.
48
Como podem ser diferenciados os cálculos das garantias físicas par usinas não hidráulicas?
O cálculo de garantia física para usinas não hidráulicas é diferenciado conforme suas
características, podendo ser:
Com garantia física definida;
Sem garantia física definida e com despacho do tipo IB, IIB, IIC ou III;
49
Como é a apuração da garantia física de usinas hidráulicas participantes do MRE para composição de lastro?
GFISp,j =((QM_GF_LASp,m/M_SPDm) * F_PDI_GFp,f-1 * F_PRC_GFp,j * UXP_GLFp,j * F_COM_GF_AJUp,j)
Onde:
GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
QM_GF_LASp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
F_COM_GF_AJUp,j é o Fator de Operação Comercial Ajustado associado a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m”
F_PDI_GFp,f-1 é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração anterior “f-1”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, por período de comercialização “j”
F_PRC_GFp,j é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j
Importante:
Para as usinas com GF que entrarem em operação comercial ao longo de um mês de apuração de um determinado ano de referência, a quantidade de horas será
proporcional ao intervalo correspondente desde a data de entrada em operação
comercial até o final do mês em questão.
De acordo com a regulamentação específica, o Mecanismo de Redução de Energia
Assegurada por Indisponibilidade de Usinas no MRE (MRA), atual MRGF, não deverá
impactar a apuração de garantia física, para fins de verificação de lastro para venda de energia elétrica e lastro para contratação.
50
Como é a apuração da garantia física de usinas hidráulicas não participantes do MRE e sem garantia física definida pelo MME para composição de lastro?
Caso a usina não participe do MRE e não possua garantia física definida pelo Poder
Concedente, independente da sua modalidade de despacho, a Garantia Física Apurada é igual à sua Geração Final estabelecida no módulo “Medição Contábil”, expresso por:
GFISp,j = Gp,j
Onde:
GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Importante:
Se o MME definir Garantia Física para essas usinas, a geração será considerada
apenas para os períodos anteriores à vigência dessa Garantia Física.
51
Como é a apuração da Garantia Física para fins de lastro para Usinas Hidráulicas não participantes do MRE com garantia física definida pelo MME?
Para usinas hidráulicas não participantes do MRE, com garantia física definida pelo Poder Concedente, a Garantia Física Apurada corresponde à garantia física sazonalizada, ajustada em função das perdas internas, em função das perdas da Rede Compartilhada, pelo Fator de Disponibilidade e em função das perdas da Rede Básica. Dada pela expressão:
GFISp,j=(QM_GF_LASp,m/M_SPDm) * F_DISPp,m * F_PDI_GFp,f-1 * F_PRC_GFp,j * UXP_GLFp,j * F_COM_GF_AJUp,j
Onde:
GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
QM_GF_LASp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
F_COM_GF_AJUp,j é o Fator de Operação Comercial Ajustado associado a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m”
F_PDI_GFp,f-1 é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração anterior “f-1”
F_DISPp,m é o Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_PRC_GFp,j é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, por período de comercialização “j”
Importante:
Para as usinas cujas Garantias Físicas forem definidas pelo MME para vigorar durante um determinado mês de apuração, a Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro e a Quantidade de Horas do mês serão proporcionais, considerando apenas os períodos posteriores à vigência dessa Garantia Física.
52
Como é o cálculo da Garantia Física para fins de lastro de Usinas Não Hidráulicas com garantia física definida pelo MME?
Caso a usina não hidráulica possua garantia física definida pelo Poder Concedente, a Garantia Física Apurada corresponde à garantia física sazonalizada proporcional à potência instalada das unidades geradoras em operação comercial, ajustada em função das perdasinternas, em função das perdas da Rede Compartilhada, das perdas da Rede Básica e aplicado o Fator de Disponibilidade. Portanto:
GFISp,j=(QM_GF_LASp,m/M_SPDm) * F_PDI_GFp,f-1 * F_PRC_GFp,j * UXP_GLFp,j * F_DISPp,m * F_COM_GF_AJUp,j
Onde:
GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
QM_GF_LASp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
F_COM_GF_AJUp,j é o Fator de Operação Comercial Ajustado associado a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m”
F_PDI_GFp,f-1 é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração anterior “f-1”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, por período de comercialização “j”
F_PRC_GFp,j é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_DISPp,m é o Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
Importante:
Para as usinas cujas Garantias Físicas forem definidas pelo MME para vigorar durante um determinado mês de apuração, a Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro e a Quantidade de Horas do mês serão proporcionais, considerando apenas os períodos posteriores à vigência dessa Garantia Física.
53
Como é a apuração da Garantia Física para fins de lastro para Usinas Não Hidráulicas sem garantia física definida pelo MME e com modalidade de despacho do tipo IA ou IIA?
Caso a modalidade de despacho seja do tipo IA ou IIA e a usina não hidráulica não possua garantia física definida pelo Poder Concedente, a Garantia Física Apurada corresponde à Potência Instalada Ajustada da Usina aplicado o seu Índice de Disponibilidade Verificado, expresso por:
GFISp,j=APIp,j * IDp,m * SPDm
Onde:
GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
APIp,j é a Potência Instalada Ajustada da parcela da usina “p”, no período de comercialização “j”
IDp,m é o Índice de Disponibilidade Verificado por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
SPDm duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
Sendo que:
APIp,j=(⅀(i ∈ PMAQ):CAPi,j)*FCmaxp,f*F_PDIp,j*F_PRC_GFp,j*UXP_GLFp,j
Onde:
APIp,j é a Potência Instalada Ajustada por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
FCmaxp,f é o Fator de Capacidade da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina Térmica “p”, por período de comercialização “j”
F_PRC_GFp,j é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas
da Rede Compartilhada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração da Rede Básica associado à usina “p”, por período de comercialização “j”
54
Como é a apuração da Garantia Física para fins de lastro para Usinas Não Hidráulicas sem garantia física definida pelo MME e com modalidade de despacho do tipo IB, IIB, IIC ou III?
Caso a modalidade de despacho da usina não hidráulica seja do tipo IB, IIB, IIC ou III e o empreendimento não possua garantia física definida pelo Poder Concedente, a Garantia Física Apurada é igual à sua geração final:
GFISp,j=Gp,j
Onde:
GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Importante:
Se o MME definir Garantia Física para essas usinas, a geração será considerada
apenas para os períodos anteriores à vigência dessa Garantia Física.
55
Como é a apuração da Garantia Física para fins de lastro para Usinas de Importação e Exportação de Energia?
A Garantia Física de uma usina cuja parcela estiver caracterizada como “Importação” ou “Exportação” não terá valores contabilizados na CCEE, ou seja, nesses casos a Garantia Física será zero, conforme expressão abaixo:
GFISp,j =0
Onde:
GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
56
Como se dá a Totalização da Garantia Física do Agente?
O processo de totalização ou consolidação da garantia física do agente é composto pelos seguintes comandos e expressões:
O Total da Garantia Física do agente é determinado por meio do agrupamento das garantias físicas das usinas de propriedade de cada agente, por período de comercialização, conforme a expressão a seguir:
TGFISa,j=⅀(p ∈ a):GFISp,j
Onde:
TGFISa,j é o Total da Garantia Física do perfil de agente “a”, por período de comercialização “j”
GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
57
Como é o acrônimo para sazonalização da garantia física?
Para as usinas que possuem direito de sazonalizar suas garantias físicas para fins de Lastro, a sazonalização é determinada a partir do montante declarado pelo agente proprietário da usina para esse objetivo ou, se o agente não declarar, será flat, assim como para as usinas que não podem sazonalizar, conforme os comandos a seguir:
Se o agente proprietário da usina sazonalizou a Garantia Física, então:
QM_GF_LAS_PREp,m=GF_SAZ_LASp,m
Caso Contrário:
QM_GF_LAS_PREp,m=GFp*M_HORASm
Onde:
QM_GF_LAS_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
GF_SAZ_LASp,m é a Quantidade de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
GFp é Garantia Física definida em ato regulatório da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
M_HORASm é a Quantidade de Horas no mês de apuração “m”
Importante:
Para o período de motorização da usina, a Quantidade Mensal de Garantia Física
(QM_GF_LASp,m) será flat, ou seja, corresponderá a garantia física de placa
multiplicada pelo número de horas em que a usina está vigente no mês. A partir
do mês seguinte ao mês de motorização da usina até dezembro do ano de
referência, o agente proprietário da usina poderá sazonalizar a Garantia Física
correspondente a esse período; caso não o faça, a sazonalização será flat.
Para as usinas com final de concessão durante o ano de referência, desde o mês
de final de concessão até dezembro do ano de referência, terão suas Garantias
Físicas Sazonalizadas de forma flat. De janeiro até o mês anterior ao mês de final
de concessão da usina o agente proprietário da usina poderá sazonalizar sua
Garantia Física, devendo o montante em MWh ser proporcional ao período; caso
não o faça, a sazonalização da Garantia Física para esse período será flat.
Para as usinas que estejam ou iniciem sua operação comercial e que tenham suas
Garantias Físicas definidas pelo MME para vigorar durante um determinado mês de
apuração, a Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro e a Quantidade de
Horas do mês serão proporcionais, considerando apenas os períodos posteriores à
vigência dessa Garantia Física.
58
O que ocorre caso o proprietário da usina não realize a sazonalização da parcela de aumento ou redução de Garantia Física?
Se a soma da garantia física sazonalizada a partir do mês de revisão de garantia física for maior do que zero, ou seja,
QM_GF_LAS_PREp,m>0, então:
DIF_GF_LASp,m=(GFPOSp-GFANTp) * ⅀(m ∈ CMNGFF):M_HORAS * (QM_GF_LAS_PREp,m/⅀(m ∈ CMNGFF):QM_GF_LAS_PREp,m)
Onde:
DIF_GF_LASp,m é a diferença entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
GFANTp é a Garantia Física da parcela de usina “p”, anterior ao aumento ou redução de Garantia Física
GFPOSp é a Garantia Física da parcela de usina “p”, posterior ao aumento ou redução de Garantia Física
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m”
QM_GF_LAS_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins de Lastro
da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
“CMNGFF” é o conjunto de meses da nova Garantia Física da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
Importante:
A sazonalização da parcela de aumento ou redução de garantia física realizada pelo
agente é representada no mesmo acrônimo “QM_GF_LAS_PREp,m”, considerando o
montante de garantia física já sazonalizado como mínimo no caso de aumento e
como máximo no caso de redução.
Caso o aumento ou redução da Garantia Física ocorra durante um determinado mês e o agente proprietário da usina não realize a sazonalização da diferença dentro dos prazos estabelecidos em Procedimento de Comercialização específico, essa diferença será sazonalizada seguindo o perfil de sazonalização do restante de
Garantia Física da usina, respeitando a proporcionalidade de horas de cada mês.
59
Como é o cálculo do Total de Garantia Física Sazonalizada considerando o aumento ou redução de garantia física a partir da data de revisão até o final do ano de referência?
TOT_GF_LASp,f=⅀(m ∈ CMNGFF):QM_GF_LAS_PREp,m+DIF_GF_LASp,m
Onde:
TOT_GF_LASp,f é o Total de Garantia Física sazonalizada para fins de Lastro considerando a diferença do aumento ou redução a partir da revisão da garantia física da parcela de usina “p”, no ano de referência “f”
QM_GF_LAS_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
DIF_GF_LASp,m é a diferença entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“CMNGFF” é o conjunto de meses da nova Garantia Física da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
60
Como é o cálculo do Total de Garantia Física Limitada a Potência e a disponibilidade de garantia física sazonalizada da usina, acumulado a partir da revisão de garantia física até o final do ano de referência?
TOT_GF_LIMp,f=⅀(m ∈ CMNGFF):QM_GF_LIMp,m
Onde:
TOT_GF_LIMp,f Total de Garantia Física Limitada a Potência e a disponibilidade de garantia física sazonalizada a partir da revisão de garantia física da parcela de usina “p”, no ano de referência “f”
QM_GF_LIMp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Limitada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“CMNGFF” é o conjunto de meses da nova Garantia Física da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
61
Como é calculada a Quantidade de Garantia Física Remanescente Não ajustada no ano de referência em função da revisão da garantia física da usina?
Se
TOT_GF_LASp,>0, então:
QGF_REMp,f=min(TOT_GF_LASp,f; CAP_Tp*⅀(m ∈ CMNGFF):M_HORASm)-TOT_GF_LIMp,f
Caso contrário:
QGF_REMp,f=máx(TOT_GF_LASp,f;(-TOT_GF_LIMp,f))
Onde:
QGF_REMp,f é a Quantidade de Garantia Física Remanescente não ajustada em função da revisão de garantia física da parcela de usina “p”, no ano de referência “f”
TOT_GF_LASp,f é o Total de Garantia Física sazonalizada para fins de Lastro considerando a diferença do aumento ou redução a partir da revisão da garantia física da parcela de usina “p”, no ano de referência “f”
TOT_GF_LIMp,f Total de Garantia Física Limitada a Potência e a disponibilidade de garantia física sazonalizada a partir da revisão de garantia física da parcela de usina “p”, no ano de referência “f”
CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina “p”
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m”
“CMNGFF” é o conjunto de meses da nova Garantia Física da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
62
Como é calculada a sazonalização da garantia física para fins de aplicação no MRE?
Para as usinas que realizaram a sazonalização de suas Garantias Físicas para fins de aplicação do MRE, a Garantia Física Preliminar é determinada pela garantia física sazonalizada pelo agente proprietário, conforme a seguinte expressão:
QM_GF_PREp,m=GF_SAZp,m
Onde:
QM_GF_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
GF_SAZp,m é Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE definida pelo agente proprietário da parcela de usina “p”, para o mês de apuração “m”
Para as usinas que não sazonalizaram suas Garantias Físicas para fins de aplicação do MRE, a Garantia Física Preliminar é determinada conforme curva de sazonalização das usinas que efetuaram sazonalização, de acordo com a expressão a seguir:
QM_GF_PREp,m=GFp*⅀(m ∈ f):M_HORASm*F_SAZ_MRE_Pp,m
∀ m ∈ f
Onde:
QM_GF_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
GFp é Garantia Física definida em ato regulatório da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
F_SAZ_MRE_Pp,m é o Fator de Sazonalização do MRE Ponderado da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m”
Importante:
O cálculo da Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar é realizado no momento do processo de sazonalização da garantia física (ex-ante) ou quando uma nova usina faça adesão ao MRE.
Para as usinas com final de concessão durante o ano de referência, que não sazonalizarem suas garantias físicas de janeiro até o mês anterior ao mês de final de concessão, tanto a quantidade de horas quanto o fator de sazonalização do MRE serão proporcionais para esse intervalo.
A mesma proporcionalidade também é feita para a sazonalização da garantia física desde o mês de final de concessão até dezembro do ano de referência. Este tratamento é dado para garantir que o montante em MWh seja proporcional a cada um desses períodos (antes e depois do final de concessão).
Para as usinas que aderirem ao MRE ao longo de um mês de apuração de um determinado ano de referência, a quantidade de horas será proporcional ao intervalo correspondente desde a data de entrada no MRE até dezembro do ano de referência.
Para as usinas com revisões de Garantia Física o acrônimo QM_GF_PREp,m assumirá o valor do último QM_GFp,m.
63
Como é calculado o perfil de sazonalização médio dos agentes que declararam?
O perfil de sazonalização médio dos agentes que declararam é definido considerado o Montante médio da garantia física sazonalizada para fins do MRE das usinas que sazonalizaram suas garantias físicas em dezembro para o ano de referência conforme a seguinte expressão:
GF_SAZ_MED=⅀(p ∈ GFMRE):GF_SAZp,m/M_HORASm
∀ m ∈ f
Onde:
GF_SAZ_MEDm é Garantia Física Sazonalizada Média para fins do MRE das usinas que sazonalizaram sua garantia física para o ano de referência, no mês de apuração “m”
GF_SAZp,m é Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE definida pelo agente proprietário da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m”
“GFMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p”, hidráulicas participantes do MRE com livre arbítrio de sazonalização de suas Garantias Físicas e que optaram por sazonalizar para fins do MRE
64
Como é calculado o fator de sazonalização do MRE conforme curva de sazonalização das usinas que sazonalizaram, utilizado para definir a sazonalização de garantia física para fins do MRE das usinas que não realizaram declaração de sazonalização?
Se ao menos uma usina realizou o processo de sazonalização da garantia física do MRE:
F_SAZ_MRE=(⅀(p ∈ GFMRE):GF_SAZp,m)/(⅀(m ∈ f):⅀(p ∈ GFMRE):GF_SAZp,m)
Caso contrário:
F_SAZ_MREm=F_REF_SAZ_MREm
∀ m ∈ f
Onde:
F_SAZ_MREm é o Fator de Sazonalização do MRE no mês de apuração “m”
GF_SAZp,m é Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE definida pelo agente proprietário da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_REF_SAZ_MREm, é o Fator de Referência de Sazonalização do MRE no mês de apuração “m”
“GFMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p”, hidráulicas participantes do MRE com livre arbítrio de sazonalização de suas Garantias Físicas e que optaram por sazonalizar para fins do MRE
65
Como é feito o cálculo do fator de sazonalização do MRE ponderado conforme curva de sazonalização das usinas que sazonalizaram, utilizado para definir a sazonalização de garantia física para fins do MRE das usinas que não realizaram declaração de sazonalização?
F_SAZ_MRE_Pp,m=F_SAZ_MREm/⅀(m ∈ CMPVA):F_SAZ_MREm
Onde:
F_SAZ_MRE_Pp,m é o Fator de Sazonalização do MRE Ponderado da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_SAZ_MREm é o Fator de Sazonalização do MRE no mês de apuração “m”
“CMPVA” é o conjunto de meses “m”, a partir da data em que a parcela de usina “p”, entrou em operação comercial no ano ou teve início ou término de concessão
Importante:
1) O cálculo do Fator de Sazonalização do MRE Ponderado é realizado nomomento do processo de sazonalização da garantia física (ex-ante) ou quando uma nova usina faça adesão ao MRE.
2) O cálculo do fator de sazonalização do MRE será realizado uma vez por ano, após a conclusão da declaração de sazonalização da garantia física para fins do MRE.
3) Para as usinas que ingressarem no MRE durante o ano civil, fora do período de sazonalização de Garantia Física, esse fator de sazonalização será proporcional ao período remanescente do ano de referência.
66
Como será o cálculo da sazonalização da parcela de aumento ou redução de Garantia Física estabelecida em legislação específica, com início de vigência durante o ano de referência para fins de MRE?
Conforme o perfil de sazonalização dos demais agentes participantes do MRE, de acordo com as seguintes expressões:
DIF_GF_MREp,m=(GFPOSp-GFANTp) * ⅀(m ∈ CMNGFF):M_HORASm * (F_SAZ_MRE_Pp,m/⅀(m ∈ CMNGFF):F_SAZ_MRE_Pp,m)
Onde:
DIF_GF_MREp,m é a diferença entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
GFANTp é a Garantia Física da parcela de usina “p”, anterior ao aumento ou redução de Garantia Física
GFPOSp é a Garantia Física da parcela de usina “p”, posterior ao aumento ou redução de Garantia Física
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m”
F_SAZ_MRE_Pp,m é o Fator de Sazonalização do MRE Ponderado da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“CMNGFF” é o conjunto de meses da nova Garantia Física da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
Importante:
Para as usinas com revisões de Garantia Física durante um determinado mês de
comercialização, a diferença correspondente a um aumento ou redução de Garantia Física será sazonalizada seguindo o perfil de sazonalização dos demais agentes participantes do MRE, respeitando a proporcionalidade de horas de cada mês.
67
O que é Garantia Física Sazonalizada Não Ajustada para fins do MRE?
1) A Garantia Física Sazonalizada Não Ajustada para fins do MRE corresponde a Garantia Física Sazonalizada Preliminar, apurada em dezembro do ano anterior, somadas as diferenças referentes ao aumento ou redução da Garantia Física da usina.
2) O cálculo desse acrônimo pode resultar em valores mensais negativos que precisam ser ajustados de modo a não impactar a curva de sazonalização do MRE.
QM_GF_NAp,m=QM_GF_PREp,m+DIF_GF_MREp,m
Onde:
QM_GF_NAp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
QM_GF_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar Não Ajustada para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
DIF_GF_MREp,m é a diferença entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
3) Caso ocorra redução da garantia física de uma determinada usina e se existir, a partir do mês de redução, algum mês cuja Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins do MRE (QM_GF_PREp,m) seja zero, todo o montante de redução será considerado no processo de sazonalização do ano seguinte, não havendo ajuste no ano de referência.
4) Para as usinas que tiveram revisão de garantia física e que apresentarem valor negativo na garantia física sazonalizada não ajustada (QM_GF_NAp,m) em algum mês a partir do mês de revisão até o final do ano de referência, é preciso calcular o fator de ajuste da garantia física sazonalizada não ajustada.
F_AJU_GFp,=1-(QM_GF_NAp,m/DIF_GF_MREp,m)
Onde:
F_AJU_GFp,m é o Fator de Ajuste da Garantia Física Sazonalizada em função de revisão de garantia física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
DIF_GF_MREp,m é a Diferença entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
QM_GF_NAp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Não Ajustada para fins do MRE da
parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
3) A Diferença da Garantia Física sazonalizada para fins do MRE deve ser ajustada a partir da aplicação do Fator de Ajuste da Garantia Física Sazonalizada (F_AJU_GFp,m)
4) Será adotado o menor valor calculado do Fator Ajuste da Garantia Física Sazonalizada (F_AJU_GFp,m) calculado a partir do mês da garantia física até o final de referência.
68
Como é o cálculo da diferença da Garantia Física para fins do MRE Ajustada no ano de referência?
A diferença da Garantia Física para fins do MRE Ajustada no ano de referência é denominada conforme a seguinte expressão:
DIF_GF_MRE_AJUp,m = DIF_GF_MREp,m * F_AJU_GFp,m
Onde:
DIF_GF_MRE_AJUp,m é a Diferença da Garantia Física para fins do MRE Ajustada da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
DIF_GF_MREp,m é a diferença entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_AJU_GFp,m é o Fator de Ajuste da Garantia Física Sazonalizada em função de revisão de garantia física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“m*” é o mês que apresentou o menor fator de ajuste da garantia física sazonalizada não ajustada para fins do MRE no período entre a data de revisão de garantia física da usina e o final do ano de referência
69
O que é a Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE?
A Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE corresponde a Garantia Física Sazonalizada Preliminar, apurada em dezembro do ano anterior, somada a diferença referente a aumento ou redução da Garantia Física da usina se for o caso, conforme a seguinte expressão:
Para usinas que não tiveram revisão de garantia física no ano de referência ou para usinas que apresentaram redução da garantia física e que apresentem, a partir do mês de redução, algum mês cuja Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins do MRE (QM_GF_PRE) seja zero, então:
QM_GFp,m = QM_GF_PREp,m
Para usinas com revisão de garantia física no ano de referência e que não apresentaram Garantia Física Sazonalizada não Ajustada com Valor Negativo ou tiveram aumento de garantia física, então:
QM_GFp,m = QM_GF_NAp,m
Para as demais usinas:
QM_GFp,m= max(0; QM_GF_PREp,m + DIF_GF_MRE_AJUp,m)
Onde:
QM_GFp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
QM_GF_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
QM_GF_NAp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Não Ajustada para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
DIF_GF_MRE_AJUp,m é a Diferença da Garantia Física para fins do MRE a ser Ajustada da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
70
Como é o cálculo da Quantidade de Garantia Física para fins do MRE não ajustada devido ao montante de Garantia Física revisada sazonalizada ser maior do que a Garantia Física original da usina sazonalizada ?
A Quantidade de Garantia Física para fins do MRE não ajustada devido ao montante de Garantia Física revisada sazonalizada ser maior do que a Garantia Física original da usina sazonalizada para cada mês do ano de apuração é calculada conforme a seguinte expressão:
Para as usinas que tiveram revisão de garantia física e que apresentaram algum valor negativo na garantia física sazonalizada não ajustada (QM_GF_NAp,m) em algum mês a partir do mês de revisão até o final do ano de referência, então:
QM_GF_NAJUp,m = DIF_GF_MREp,m - DIF_GF_MRE_AJUp,m
Para as demais usinas:
QM_GF_NAJUp,m = 0
Onde:
QM_GF_NAJUp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE Não Ajustada em função de revisão de garantia física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
DIF_GF_MREp,m é a diferença entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
DIF_GF_MRE_AJUp,m é a Diferença da Garantia Física para fins do MRE a ser Ajustada da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”, da última rodada do cálculo iterativo
71
Como é o cálculo do Total de Garantia Física para fins de Lastro não ajustada no ano de referência?
O Total de Garantia Física para fins de Lastro não ajustada no ano de referência é calculado conforme a seguinte expressão:
TGF_NAJUp,f = ⅀ (m ϵ f): QM_GF_NAJUp,m
Onde:
TGF_NAJUp,f é a Total de Garantia Física para fins do MRE Não Ajustada em função de revisão de garantia física da parcela de usina “p”, no ano de referência “f”
QM_GF_NAJUp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins do MRE Não Ajustada da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
72
Como é o cálculo do Fator de Operação Comercial ajustado à Sazonalização da Garantia Física?
1) Para as usinas que não estejam completamente em operação comercial em realção a sua garantia física, é necessário apurar o fator de degradação para reduzir o montante sazonalizado em relação ao residual dos meses anteriores.
1.1 O montante acumulado dos meses anteriores relacionado à diferença de energia que deveria ser abatida.
2) A Degradação da Garantira Física Sazonalidada do mês é calculada a partir da aplicação do fator que determina a parcela fora de operação comercial e do fator de correção do montante remanescente de degradação (calculado com base nos meses anteriores) sobre a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada. Esse montante é limitado pela Degradação de Referência, considerando a degradação remanescente de meses anteriores
2.1. A Degradação de Referência da Garantia Física é calculada com base na aplicação do fator que determina a parcela fora de operação comercial na Garantia Física definida em ato regulatório
3) O Valor Remanecente da Degradação da Garantia Física representa o valor que não foi degradado no mês em relação ao valor de referência e será tratado nos meses seguintes.
4) O Fator de Operação Comercial Ajustado, que será aplicado na Garantia Física Sazonalizada, corresponde à Operação Comercial do agente baseada na Sazonalização, além dos ajustes de meses anteriores, ponderado na curva de sazonalização dos meses seguntes
73
Como é calculado o Fator de Correção do montante Remanescente da Degradação de Garantia Física Para as usinas que não estejam completamente em operação comercial?
Para as usinas que não estejam completamente em operação comercial em realção a sua garantia física, é necessário apurar o fator de degradação para reduzir o montante sazonalizado em relação ao residual dos meses anteriores:
F_GFIS_RDp,m=1-(T_GFIS_RDp,m/⅀(m ϵ FREM):QM_GF_LASp,m)
Onde:
F_GFIS_RDp,m é o Fator de Correção do montante Remanescente da Degradação de Garantia Física da parcela de usina “p”, no mês de apueação “m”
T_GFIS_RDp,m é o Montante Acumulado dos Valores Remanecentes da Degradação da Garantia Física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
QM_GF_LASp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“FREM” representa o conjunto de meses remanescente do ano “f”, contados a partir do mês de apuração “m”, inclusive
Importante:
Caso o acrônimo QM_GF_LAS apresente valor igual a zero ou não apresente valor válido, o acrônimo F_GFIS_RD deve assumir o valor igual a “1”.
O montante acumulado dos meses anteriores relacionado à diferença de energia que deveria ser abatida, é dado conforme expressão:
Se o mês de apuração for janeiro, então:
T_GFIS_RDp,m= ⅀(m ϵ FANT): GFIS_RDp,m
Caso contrário:
T_GFIS_RDp,m= ⅀(m ϵ ANTM): GFIS_RDp,m
Onde:
T_GFIS_RDp,m é o Montante Acumulado dos Valores Remanecentes da Degradação da Garantia Física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
GFIS_RDp,m é o Valor Remanecente da Degradação da Garantia Física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“FANT” representa o conjunto de todos os meses do ano “f-1”, anterior ao ano relativo ao mês de apuração “m”
“ANTM” representa o conjunto de meses anteriores ao mês de apuração “m”, e pertencentes ao mesmo ano de apuração “f”
74
Como é calculada a Degradação da Garantira Física Sazonalidada do mês para fins de Cálculo do Fator de Operação Comercial Ajustado à Sazonalização da Garantia Física?
A Degradação da Garantira Física Sazonalidada do mês é calculada a partir da aplicação do fator que determina a parcela fora de operação comercial e do fator de correção do montante remanescente de degradação (calculado com base nos meses anteriores) sobre a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada. Esse montante é limitado pela Degradação de Referência, considerando a degradação remanescente de meses anteriores, conforme a equação abaixo:
GFIS_Dp,j = min
(
GFIS_D_REFp,j +
((QM_GF_LASp,m/M_SPDm)
*
(1-F_GFIS_RDp,m))
;
((QM_GF_LASp,m/M_SPDm)
*
(1-(F_COM_GFp,j*F_GFIS_RDp,m))))
) * SPDm
Onde
GFIS_Dp,j é a Degradação da Garantia Física Sazonalizada em função da operação comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFIS_D_REFp,j é a Degradação de Referência da Garantia Física Sazonalizada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
QM_GF_LASp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m”
F_GFIS_RDp,m é o Fator de Correção do montante Remanescente da Degradação de Garantia Física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial associado a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
SPDm duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
Importante: Caso não se verifique valor válido para o acrônimo F_GFIS_RD no mês de apuração, este deve assumir o valor igual a “1”.
Importante: Caso não se verifique valor válido para o acrônimo F_GFIS_RD no mês de apuração, este deve assumir o valor igual a “1”.
A Degradação de Referência da Garantia Física é calculada com base na aplicação do fator que determina a parcela fora de operação comercial na Garantia Física definida em ato regulatório:
GFIS_D_REFp,j = GFp * (1 - F_COM_GFp,j) * SPDm
Onde:
GFIS_D_REFp,j é a Degradação de Referência da Garantia Física Sazonalizada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFp é Garantia Física definida em ato regulatório da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial associado a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
SPDm duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
75
O que é o Valor Remanecente da Degradação da Garantia Física?
O Valor Remanecente da Degradação da Garantia Física representa o valor que não foi degradado no mês em relação ao valor de referência e será tratado nos meses seguintes:
GFIS_RDp,m = ⅀ (j ϵ m): GFIS_D_REFp,j - GFIS_Dp,j
Onde:
GFIS_RDp,m é o Valor Remanecente da Degradação da Garantia Física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
GFIS_D_REFp,j é a Degradação de Referência da Garantia Física Sazonalizada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFIS_Dp,j é a Degradação da Garantia Física Sazonalizada em função da operação comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
76
Como é o cálculo do Fator de Operação Comercial Ajustado?
O Fator de Operação Comercial Ajustado, que será aplicado na Garantia Física Sazonalizada, corresponde à Operação Comercial do agente baseada na Sazonalização, além dos ajustes de meses anteriores, ponderado na curva de sazonalização dos meses seguntes:
F_COM_GF_AJUp,j = 1- (GFIS_Dp,j / (QM_GF_LASp,m/M_SPDm))
Onde:
F_COM_GF_AJUp,j é o Fator de Operação Comercial Ajustado associado a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFIS_Dp,j é a Degradação da Garantia Física Sazonalizada em função da operação comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
QM_GF_LASp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m”
Importante: Caso o acrônimo QM_GF_LAS apresente valor igual a zero ou não apresente valor válido, o acrônimo F_COM_GF_AJU deve assumir o valor igual a “1”.
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Qual intervalo deve respeitar a alocação de energia no MRE para fins de sazonalização?
A Resolução Normativa nº 899/2020 estabelece que para o período entre as operações de contabilização de energia referentes a janeiro de 2022 e dezembro de 2026, os valores mensais de garantia física sazonalizada para fins de alocação de energia no MRE devem constar do intervalo entre 80% (oitenta por cento) e 120% (cento e vinte por cento) do perfil de geração média do MRE dos cinco anos anteriores ao de vigência da sazonalização da garantia física, exceto para as usinas cujos proprietários optaram em seguir a média de sazonalização da garantia física do MRE.
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O que acontece com as usinas que optarem por seguir a média de sazonalização da garantia física do MRE no periodo entre janeiro de 2021 e dezembro de 2026?
A Resolução Normativa nº 899/2020 estabelece que para o período entre as operações de contabilização de energia referentes a janeiro de 2022 e dezembro de 2026, os valores mensais de garantia física sazonalizada para fins de alocação de energia no MRE devem constar do intervalo entre 80% (oitenta por cento) e 120% (cento e vinte por cento) do perfil de geração média do MRE dos cinco anos anteriores ao de vigência da sazonalização da garantia física, exceto para as usinas cujos proprietários optaram em seguir a média de sazonalização da garantia física do MRE.
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Qual o objetivo e como se calcula a médiada geração das usinas do MRE?
é necessário se determinar a média da geração das usinas participantes do MRE dos últimos cinco anos, tanto para a realização do processo de sazonalização da garantia física do MRE a partir do ano de 2022, como para o tratamento do alívio das exposições a partir da contabilização de janeiro de 2021.
Portanto, média de geração mensal do MRE dos últimos cinco anos é calculada conforme a seguinte expressão:
MED_GMREm = ⅀ (m ϵ 5mf) :T_GMREm/ ⅀ (m ϵ 5mf) :M_HORASm
Onde:
MED_GMREm é a Média Mensal de Geração do MRE no horizonte de 5 anos referente ao mês de apuração ”m”
T_GMREm é a Geração Total Mensal de Usinas Participantes do MRE no mês de apuração “m”
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m”
“5mf” é o conjunto dos meses “m” contabilizados e certificados pertencentes aos últimos cinco anos nos quais deve-se buscar a geração total do MRE referente ao mês “m” de cada ano civil
Importante:
O cálculo da média mensal de geração do MRE ocorre utilizando os dados contabilizados e certificados da geração do MRE dos últimos 5 anos disponíveis no momento do cálculo.
Exemplo 1: Supondo o cálculo realizado em novembro do ano de 2021 para o mês de janeiro de 2022. Para este caso, devem ser considerados as informações de geração total do MRE (T_GMRE) de janeiro/17, janeiro/18, janeiro/19, janeiro/20 e janeiro/21; pois esses meses foram contabilizados e certificados.
Exemplo 2: Supondo o cálculo realizado em novembro do ano de 2021 para o mês de dezembro de 2022. Neste caso, devem ser considerados as informações de geração total do MRE (T_GMRE) de dezembro/16, dezembro/17, dezembro/18, dezembro/19 e dezembro/20; pois esses meses foram contabilizados e certificados.
Embora a curva com base na média da geração mensal do MRE só seja utilizada para o processo de sazonalização a partir de 2022, para o ano de 2021 há necessidade de calcular esta geração para poder se determinar o limite de direito ao alívio de exposições da alocação do MRE, sendo que este cálculo será realizado durante o ano de 2021, após a aprovação das regras de comercialização.
80
Como é utilizada a média do MRE para as usinas que optarem por sazonalizar a garantia física?
A Geração Média do MRE que é utilizada como base para definir a curva de referência do MRE das usinas que optarem por sazonalizar a GF; também é utilizada como referência para o tratamento de alívio de exposições para as usinas cujos proprietários optaram em seguir a média de sazonalização da garantia física do MRE.
Desta forma, a Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização Preliminar do MRE é determinada conforme a curva de geração média do MRE dos últimos cinco anos, a partir da seguinte expressão:
QM_GF_REF_MRE_PREp,m = GFp * ⅀ (m ϵ f): M_HORASm * F_REF_SAZ_MRE_Pm
∀ m ϵ f
Onde:
QM_GF_REF_MRE_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização do MRE Preliminar da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
GFp é Garantia Física definida em ato regulatório da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m”
F_REF_SAZ_MRE_Pm, é o Fator de Referência de Sazonalização Ponderado do MRE da parcela de usina “p” no mês de apuração “m”
Importante:
O cálculo da Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização Preliminar do MRE é realizado no momento do processo de sazonalização da garantia física (ex-ante) ou quando uma nova usina faça adesão ao MRE. Para as usinas com revisões de Garantia Física em meses posteriores a janeiro, o acrônimo QM_GF_REF_MRE_PREp,m assumirá o valor do último QM_GF_REF_MREp,m calculado.
O Fator de Referência de Sazonalização Ponderado do MRE conforme curva de geração do MRE dos últimos cinco anos, utilizado para definir a curva de referência de sazonalização de garantia física para fins do MRE, é calculado conforme a seguinte expressão:
F_REF_SAZ_MRE_Pp,m=
F_REF_SAZ_MREm/⅀ (m ϵ CMPVA):F_REF_SAZ_MRE_Pp,m
Onde:
F_REF_SAZ_MRE_Pp,m, é o Fator de Referência de Sazonalização Ponderado do MRE da parcela de usina “p” no mês de apuração “m”
F_REF_SAZ_MREm, é o Fator de Referência de Sazonalização do MRE no mês de apuração “m”
“CMPVA” é o conjunto de meses “m”, a partir da data em que a parcela de usina “p”, entrou em operação comercial no ano, ou teve início ou término de concessão
Importante: O cálculo do Fator de Referência de Sazonalização Ponderado do MRE é realizado no momento do processo de sazonalização da garantia física (ex-ante) ou quando uma nova usina faça adesão ao MRE.
O Fator de Referência de Sazonalização do MRE é determinado a partir da seguinte expressão:
F_REF_SAZ_MREm=(MED_GMREm*M_HORASm)/(⅀ (m ϵ f):MED_GMREm*M_HORASm)
∀ m ϵ f
Onde:
F_REF_SAZ_MREm é o Fator de Referência de Sazonalização do MRE no mês de apuração “m”
MED_GMREm é a Média de Geração Mensal do MRE dos 5 Anos anteriores ao mês de apuração “m”
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m” m* representa o mês pertencente ao ano de vigência da garantia física sazonalizada
81
Como se calcula o limite máximo e mínimo de sazonalização da GF do MRE?
LIM_MAX_SAZ_MREp,m = LIM_MAX_GFm * QM_GF_REF_MRE_PREp,m
∀ m ϵ f
Onde:
LIM_MAX_SAZ_MREp,m é o Limite Máximo para Sazonalização da GF do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
LIM_MAX_GFm é o Limite Máximo de Garantia Física do MRE no mês de apuração “m”
QM_GF_REF_MRE_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização do MRE Preliminar da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
LIM_MIN_SAZ_MREp,m = LIM_MIN_GFm * QM_GF_REF_MRE_PREp,m
∀ m ϵ f
Onde:
LIM_MIN_SAZ_MREp,m é o Limite Mínimo para Sazonalização da GF do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
LIM_MIN_GFm é o Limite Mínimo de Garantia Física do MRE no mês de apuração “m”
QM_GF_REF_MRE_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização do MRE Preliminar da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
Importante:
Os valores dos acrônimos LIM_MAX_GFm e LIM_MIN_GFm são definidos pela ANEEL, sendo que inicialmente define-se o valor de 1,2 para o LIM_MAX_GFm, e de 0,8 para o LIM_MIN_GFm.
Os valores dos limites máximo e mínimo para sazonalização da garantia física do MRE devem ser calculados e divulgados previamente aos agentes, antes do prazo definido em Procedimento de Comercialização para a realização da sazonalização da garantia física do MRE.
82
Como se dá a sazonalização de referência da parcela de aumento ou redução de Garantia Física?
A sazonalização de referência da parcela de aumento ou redução de Garantia Física estabelecida em legislação específica, com início de vigência durante o ano de referência, será calculada conforme o perfil de geração média do MRE dos últimos cinco anos, de acordo com a seguinte expressão:
DIF_REF_GF_MREp,m=
((GFPOSp-GFANTp) * ⅀ (m ϵ CMNGFF):M_SPDm * (F_REF_SAZ_MRE/(⅀ (m ϵ CMNGFF):F_REF_SAZ_MRE)))
+ ADDC_DIF_REF_GF_MREp,m
∀ m ϵ f
Onde:
DIF_REF_GF_MREp,m é a Diferença de Referência entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
GFANTp é a Garantia Física da parcela de usina “p”, anterior ao aumento ou redução de Garantia Física
GFPOSp é a Garantia Física da parcela de usina “p”, posterior ao aumento ou redução de Garantia Física
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m”
F_REF_SAZ_MRE,m é o Fator de Referência de Sazonalização do MRE no mês de apuração “m”
ADDC_DIF_REF_GF_MREp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito na Diferença de Referência entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“CMNGFF” é o conjunto de meses da nova Garantia Física da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
Importante:
Para as usinas com revisões de Garantia Física durante um determinado mês de comercialização, a diferença correspondente a um aumento ou redução de Garantia Física será sazonalizada seguindo o perfil de sazonalização da média de geração dos últimos cinco anos do MRE, respeitando a proporcionalidade de horas de cada mês.
83
Como é determinada a Quantidade de GF de Referência de Sazonalização do MRE?
A Quantidade de GF de Referência de Sazonalização do MRE é determinada a partir da seguinte expressão:
QM_GF_REF_MREp,m = QM_GF_REF_MRE_PREp,m + DIF_REF_GF_MREp,m + ADDC_QM_GF_REFp,m
∀ m ∈ f
Onde:
QM_GF_REF_MREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização do MRE, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
QM_GF_REF_MRE_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização do MRE Preliminar da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
DIF_REF_GF_MREp,m é a Diferença de Referêncioa entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
ADDC_QM_GF_REFp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito na Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
84
Como é cálculada a Garantia Física de Referência no período de comercialização para fins de tratamento de exposição no MRE?
A Garantia Física de Referência no período de comercialização é determinada pela garantia física sazonalizada de referência, considerando um ajuste que reflete qual a parcela da usina que efetivamente se encontra em operação comercial. Dessa forma:
Se a usinas estiver motorizada no primeiro período de comercialização no ano de referência, então:
MGFIS_REFp,j = (QM_GF_REF_MREp,m/M_SPDm) * F_COM_GFp,j
Caso contrário, se a usina estiver em fase de motorização no ano de referência, então:
MGFIS_REFp,j = ((QM_GF_REF_MRE_PREp,m/M_SPDm) * F_OPS_ANTp,f + (DIF_REF_GF_MREp,m/M_SPDm) + ⅀ (i ϵ p):(( AC_GFIS_SAZ_REFp,i,m+ADDC_MOT_REFp,i,m)/(HORAS_VIGp,i,m+ADDC_HORAS_MOTp,i,m)) * SPDm ) * (1 - F_SUSPENSAp,j )
AC_GFIS_SAZ_REFp,i,m = AC_GFIS_MOTp,i,m * F_SAZ_OPCOM_REFp,i,m
F_SAZ_OPCOM_REFp,i,m=(F_SAZ_MED_REFp,i,m * F_HORAS_OPCOMp,i,m)/⅀ (m ϵ MXOPCOM):(F_SAZ_MED_REFp,i,m * F_SAZ_OPCOM_REFp,i,m)
F_SAZ_MED_REFp,i,m=MED_GMREm / ⅀ (i ϵ MXOPCOM):MED_GMREm
Onde:
MGFIS_REFp,j é a Garantia Física de Referência proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
QM_GF_REF_MREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização do MRE, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m
M_SPDm é a Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m”
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial associado a garantia física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
QM_GF_REF_MRE_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física de Referência de Sazonalização do MRE Preliminar da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_OPS_ANTp,f é o Fator de Operação Comercial e desconsiderando Suspenção no primeiro período de comercialização no MRE da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
DIF_REF_GF_MREp,m é a Diferença de Referência entre a Garantia Física antes do aumento ou redução e a nova Garantia Física para fins do MRE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
AC_GFIS_SAZ_REFp,i,m é o Acréscimo de Garantia Física Sazonalizado de referência da nova unidade geradora em operação comercial associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
ADDC_MOT_REFp,i,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito na garantia física sazonalizada de referência correspondente a unidade geradora associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
HORAS_VIGp,i,m é a quantidade de Horas da Vigência de operação comercial da unidade geradora associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
ADDC_HORAS_MOTp,i,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito na quantidade de horas correspondente a unidade geradora associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”
SPDm é a duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
F_SUSPENSAp,j é o Fator de Suspensão da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
AC_GFIS_MOTp,i,m é o Acréscimo de Garantia Física de uma nova unidade geradora em Operação Comercial associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_SAZ_OPCOM_REFp,i,m é o Fator de Sazonalização da Garantia Física em Operação Comercial de Referência para o MRE da parcela de usina “p”, da nova unidade geradora em operação comercial associada ao ponto de medição “i”, no mês de apuração “m”
F_SAZ_MED_REFp,i,m é o Fator de Sazonalização da Garantia Física Média de Referência para a parcela de usina “p”, da nova unidade geradora em operação comercial associada ao ponto de medição “i”, no mês de apuração “m”
MED_GMREm é a Média de Geração Mensal do MRE dos 5 Anos anteriores ao mês de apuração “m”
“MXOPCOM” é o conjunto de meses com início no mês de apuração “m”, em que uma nova unidade geradora associada ao ponto de medição “i”, da parcela de usina “p”, entrou em operação comercial e, possui como fim o último mês do ano de referência
“i” é o ponto de medição associado a nova unidade geradora em operação comercial
F_SAZ_MED_REFp,i,m é o Fator de Sazonalização da Garantia Física Média de Referência para a parcela de usina “p”, da nova unidade geradora em operação comercial associada ao ponto de medição “i”, no mês de apuração “m”
F_HORAS_OPCOMp,i,m é o Fator de proporção de horas de vigência para a parcela de usina “p”, a partir da entrada em operação comercial da nova unidade geradora associada ao ponto de medição “i”, no mês de apuração “m”
85
Como calcular a garantia física de referência em operação comercial sazonalizada?
A garantia física de referência em operação comercial sazonalizada em: (i) um conjunto de períodos de comercialização até e a partir da entrada em operação comercial de unidades geradoras; ou (ii) da revisão da garantia física; ou (iii) da entrada da usina no MRE, é determinada conforme a seguinte expressão:
MGFIS_B_REFp,b,m = ⅀ (j ϵ CJPB):(MGFIS_REFp,j * F_PRC_GFp,j ) * F_PDI_GFp,f-1
Onde:
MGFIS_B_REFp,b,m é a Garantia Física de Referência de um Bloco de períodos de comercialização proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no bloco “b”, limitada ao intervalo de contabilização no mês de apuração “m”
MGFIS_REFp,j é a Garantia Física de Referência proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_PRC_GFp,j é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_PDI_GFp,f-1 é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração anterior “f-1”
“CJPB” é o conjunto de períodos de comercialização “j”: (i) até e a partir da entrada em operação comercial de unidades geradoras; ou (ii) da revisão da garantia física; ou (iii) da entrada da parcela de usina “p” no MRE, no bloco de períodos de comercialização “b” limitada ao intervalo de contabilização no mês de apuração “m”
86
Como é o cálculo da Garantia Física de Referência Modulada?
A Garantia Física de Referência Modulada é determinada pela aplicação do Fator de Modulação do MRE sobre a garantia física de referência de um bloco, conforme a expressão a seguir:
GFIS_1_REFp,j = MGFIS_B_REFp,b,m * F_MRE_Pp,j
∀ p ∈ PMRE
Onde:
GFIS_1_REFp,j é a Garantia Física Modulada de Referência da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
MGFIS_B_REFp,b,m é a Garantia Física de Referência de um Bloco de períodos de comercialização proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no bloco “b”, limitada ao intervalo de contabilização no mês de apuração “m”
F_MRE_Pp,j é o Fator Ponderado de Modulação do MRE para a parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” “PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
87
Como calcular o Montante de Referência para Alívio do MRE de usinas que tenham optado pela sazonalização da garantia física para fins de alocação do MRE?
O Montante de Referência para Alívio do MRE de usinas que tenham optado pela sazonalização da garantia física para fins de alocação do MRE a partir da sazonalização média da garantia física do MRE é determinada pela seguinte expressão:
MONT_REF_TEX_MREp,j = GFIS_1_REFp,j * UXP_GLFp,j * F_DISPp,m
∀ p ∈ PMRE
Onde:
MONT_REF_TEX_MREp,j é o Montante de Referência para Tratamento de Exposição do MRE da parcela de usina “p” participante do MRE, no período de comercialização “j”
GFIS_1_REFp,j é a Garantia Física Modulada de Referência da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, no período de comercialização “j”
F_DISPp,m é o Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
88
Como é composto p cálculo dos fatores de perdas de consumo e geração da rede básica?
▪ Cálculo das Perdas da Rede Básica
▪ Cálculo do Fator de Perdas de Geração
▪ Cálculo do Fator de Perdas de Consumo
89
Quais os comandos para o Cálculo das Perdas da Rede Básica?
O Total de Perdas da Rede Básica é determinado pela diferença entre o Total de Geração e o Total de Consumo apurados da Rede Básica, para cada período de comercialização, por meio da expressão a seguir:
𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗 = 𝑻𝑶𝑻_𝑮𝒋 −𝑻𝑶𝑻_𝑪𝒋
Onde:
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização “j”
TOT_Gj é a Geração Total da Rede Básica por período de comercialização “j”
TOT_Cj é o Consumo Total da Rede Básica por período de comercialização “j”
O Total de Geração da Rede Básica corresponde ao total de geração do sistema, incluindo a
geração de teste:
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝒋 = ∑(𝑝):(𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗+ 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗)
Onde:
TOT_Gj é a Geração Total da Rede Básica por período de comercialização “j”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, por período de comercialização
“j”
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
O Total de Consumo Associado à Rede Básica corresponde ao total de consumo apurado
(incluído o consumo da geração), em cada período de comercialização “j”:
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝒋 = ∑(𝑐):𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗 + ∑(𝑝):𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,j
Onde:
TOT_Cj é o Consumo Total da Rede Básica por período de comercialização “j”
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga “c”, por período de comercialização
“j”
MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de
comercialização “j”
90
Quais os comandos para o cálculo do fator de perdas da geração?
O Fator de Rateio de Perdas de Geração é calculado de modo a contemplar a metade das
Perdas da Rede Básica ao gerador:
𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗 =
(𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝒋 −(𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗 / 2))/
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝑗
Onde:
TOT_GPj é a Geração Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização “j”
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização “j”
A Geração Total Participante do Rateio de Perdas abrange toda a geração sujeita ao rateio de perdas da Rede Básica. A expressão que filtra e consolida todas essas informações é
dada por:
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝒋 = ∑(𝑝∈𝑃𝑃𝑅𝐵): (𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗+ 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗)
Onde
TOT_GPj é a Geração Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
MED_G_PRBp,j é a Medição de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_GT_PRBp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PPRB” é o conjunto de parcelas da usina “p” que participam do rateio de perdas da Rede Básica
O cálculo do Fator de Rateio de Perdas Associado à Usina é realizado em função da participação ou não dos empreendimentos no rateio de perdas da Rede Básica, dado pelas expressões:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗 = 𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗
Caso contrário:
𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗 = 1
Onde:
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, por período de
comercialização “j”
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização “j”
91
Como se dá o Cálculo do Fator de Perdas de Consumo?
O Fator de Rateio de Perdas de Consumo é calculado de modo a contemplar a metade das
Perdas da Rede Básica ao consumo:
𝑋𝑃_𝐶𝐿𝐹𝑗 =
(𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋 +(𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗/2))/
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋
Onde:
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização “j”
TOT_CPj é o Consumo Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
XP_CLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Consumo, por período de comercialização “j”
Para o cálculo do Consumo Total Participante do Rateio de Perdas, identifica-se o total de
consumo sobre o qual incidem os fatores de rateio de perdas da Rede Básica. A expressão
que filtra o consumo participante do rateio de perdas é:
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋 = ∑(𝑝∈𝑃𝑃𝑅𝐵): 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 +
∑(𝑐):𝑀𝐸𝐷_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑐,𝑗
Onde:
TOT_CPj é o Consumo Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
MED_CG_PRBp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PPRB” é o conjunto de parcelas de usina “p” que participam do rateio de perdas da Rede Básica
MED_C_PRBc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de carga
“c”, por período de comercialização “j”
92
Como é o cálculo das perdas da Rede Básica associadas aos pontos de consumo?
As perdas da Rede Básica associadas aos pontos de consumo são determinadas, para cada período de comercialização, pela aplicação do fator de rateio de perdas de consumo na medição de consumo participante das perdas da Rede Básica, por meio da expressão a seguir:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝑐,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑐,𝑗 ∗ (𝑋𝑃_𝐶𝐿𝐹𝑗 −1)
Onde:
PERDAS_Cc,j corresponde às Perdas de Consumo no período de comercialização “j”, por parcela de carga “c”
MED_C_PRBc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
XP_CLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Consumo, por período de comercialização “j”
93
Como é o cálculo das perdas da Rede Básica, associadas às parcelas de usina?
As perdas da Rede Básica, associadas às parcelas de usina, são determinadas por período
de comercialização e dadas pela medição de geração participante das perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de rateio de perdas de geração apurado. Assim, para as parcelas de usina não participantes do rateio de perdas da Rede Básica, não há valor correspondente às Perdas de Geração, conforme
presentado nas expressões a seguir:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑝,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 ∗ (1 −𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗)
Caso contrário:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑝,𝑗 = 0
PERDAS_Gp,j corresponde às Perdas de Geração no período de comercialização “j”, por parcela de usina
“p”
MED_G_PRBp,j é a Medição de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica por parcela de usina
“p”, por período de comercialização “j”
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização “j”
94
Como é o cálculo das perdas da Rede Básica, associadas à geração de teste das usinas?
As perdas da Rede Básica, associadas à geração de teste das usinas, são determinadas por período de comercialização e dadas pela medição de geração de teste participante do rateio de perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de rateio de perdas de geração apurado.
Assim, para usinas não participantes do rateio de perdas da Rede Básica, não há valor correspondente às Perdas de Geração de Teste, conforme apresentado nas expressões a
seguir:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝑝,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 ∗ (1 − 𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗)
Caso contrário:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝑝,𝑗 = 0
Onde:
PERDAS_GTp,j corresponde às Perdas de Geração de Teste no período de comercialização “j”, por parcela
de usina “p”
MED_GT_PRBp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização “j”
95
Como é o cálculo das perdas da Rede Básica associadas ao consumo da usina?
As perdas da Rede Básica associadas ao consumo da usina são determinadas por período
de comercialização e dadas pela medição de consumo da geração participante do rateio de perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de rateio de perdas de consumo apurado.
Assim, para usinas não participantes do rateio de perdas da Rede Básica, não há valor correspondente às Perdas de Consumo da Geração, conforme apresentado nas expressões a seguir:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝐺𝑝,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 ∗ (𝑋𝑃_𝐶𝐿𝐹𝑗 − 1)
Caso contrário:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝐺𝑝,𝑗 = 0
Onde:
PERDAS_CGp,j corresponde às Perdas do Consumo da Geração no período de comercialização “j”, por parcela de usina “p”
MED_CG_PRBp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
XP_CLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Consumo, por período de comercialização “j”
96
Como é o cálculo da Geração Final de uma usina?
A Geração Final de uma usina é dada pela medição da geração comercial apurada, descontadas as perdas da Rede Básica associadas ao empreendimento. A expressão que consolida a geração de uma determinada usina é:
𝐺𝑝,𝑗 = (𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗 − ∑(𝑝∈𝑃𝑃): 𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑝,𝑗 )
Onde:
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
PERDAS_Gp,j corresponde às Perdas de Geração no período de comercialização “j”, por parcela de usina “p”
“PP” é o conjunto de perdas de parcelas das usinas “p”, que são atribuídas à parcela de usina “p”
97
Como é o cálculo da Geração Final de Teste de uma usina?
A Geração Final de Teste de uma usina é dada pela medição de geração de teste apurada,
descontadas as perdas da Rede Básica associadas ao empreendimento. A expressão que consolida a geração de teste um empreendimento de geração é dada por:
𝐺𝐹𝑇𝑝,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗 − ∑(𝑝∈𝑃𝑃):𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝑝,𝑗
Onde:
GFTp,j é a Geração Final de Teste da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
PERDAS_GTp,j corresponde às Perdas de Geração de Teste no período de comercialização “j”, por parcela de usina “p”
“PP” é o conjunto de perdas das parcelas das usinas “p” que são atribuídas à parcela de usina “p”
98
Como é calculado o Total de Geração do Agente?
O Total de Geração do Agente é determinado pela soma da geração final e a geração final
de teste de todas as usinas do agente, por submercado e período de comercialização,
conforme a expressão a seguir:
𝑇𝐺𝐺𝑎,𝑠,𝑗 = ∑(𝑝∈𝑠,𝑝∈𝑎):(𝐺𝑝,𝑗 + 𝐺𝐹𝑇𝑝,𝑗)
Onde:
TGGa,s,j é a Geração Total do perfil de agente “a”, no submercado “s”, por período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
GFTp,j é a Geração Final de Teste da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
99
Como é calculado o Consumo da Geração Final da Usina ?
Para uma usina que apresenta um consumo associado à geração, seu Consumo da Geração Final da Usina é acrescido das perdas da Rede Básica associadas ao ativo, dado pela expressão:
𝐶𝐺𝐹𝑝,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗 + ∑(𝑝∈𝑃𝑃):𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝐺𝑝,𝑗
Onde:
CGFp,j é o Consumo da Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_CGp,j é a Medição de Consumo da Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de
comercialização “j”
PERDAS_CGp,j corresponde às Perdas de Consumo da Geração no período de comercialização “j”, por
parcela de usina “p”
“PP” é o conjunto de perdas das parcelas das usinas “p”, que são atribuídas à parcela de usina “p”
100
Como é calculado o Consumo da Geração do Agente?
O Consumo da Geração do Agente é determinado pela soma do Consumo de Geração de todas as usinas do agente, em um determinado submercado e período de comercialização, conforme a seguinte expressão:
𝑇𝐺𝐺𝐶𝑎,𝑠,𝑗 = ∑(𝑝∈𝑠, 𝑝∈𝑎):𝐶𝐺𝐹𝑝,𝑗
101
Como é o cálculo do consumo final, ou reconciliado, de uma carga?
O consumo final, ou reconciliado, de uma carga é determinado por período de
comercialização, por meio do ajuste das perdas da Rede Básica associadas à carga, de
acordo com a seguinte expressão:
𝑅𝐶𝑐,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗 + ∑(𝑐∈CP):𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝑐,𝑗
Onde:
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga “c”, por período de comercialização
“j”
PERDAS_Cc,j corresponde às Perdas de Consumo no período de comercialização “j”, por parcela de carga
“c”
“CP” é o conjunto de perdas das parcelas de cargas “c”, que são atribuídas à parcela de carga “c”
102
Quais as definições para os consumidores livres que
possuem cargas atendidas parcialmente pela Distribuidora Local?
15. Conforme definido em regulamentação específica, para os consumidores livres que
possuem cargas atendidas parcialmente pela Distribuidora Local (Distribuidora Local:
Agente de Distribuição responsável pela área de concessão ou permissão onde estão localizadas as unidades consumidoras de responsabilidade do Consumidor Livre), é preciso determinar o consumo cativo de cada unidade consumidora, já que esse deve ser tratado como consumo do agente da categoria distribuição para fins de contabilização das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo.
16. A relação comercial, constituída pelo consumidor livre com a distribuidora local para aquisição de energia elétrica de cada carga parcialmente livre, é amparada pelo Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme definido em regulamentação específica.
16.1. Para contratos firmados que não estão em conformidade com a regulementação específica, serão consideradas as disposições desses contratos durante um período de transição, até que todas as relações contratuais envolvendo a aquisição de energia elétrica por um consumidor livre, junto à distribuidora local, estejam em conformidade com as novas
diretrizes consagradas pelo regulador.
103
Como é o cálculo do consumo cativo de um consumidor parcialmente livre cuja distribuidora local tenha informado que possui um
CCER em conformidade com as disposições apresentadas na em regulamentação específica?
Para cada carga parcialmente livre, cuja distribuidora local enha informado que possui um
CCER em conformidade com as disposições apresentadas na em regulamentação específica,
no mês de apuração “m”, o consumo cativo será determinado por meio da energia consumida pela carga limitada na quantidade mensal de energia regulada, informada pela distribuidora local, ajustada por um fator que representa as perdas da Rede Básica atribuídas ao seu consumo e modulada conforme seu perfil de consumo, conforme a seguinte expressão:
𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
𝑅𝐶𝑐,𝑗;
(𝑄𝑀_𝑅𝐸𝐺𝑐,𝑚∗
(𝑅𝐶𝑐,𝑗/∑(𝑚):𝑅𝐶𝑐,𝑗)∗
𝑅𝐶𝑐,𝑗/𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗)
)
Onde:
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
QM_REGc,m é a Quantidade Mensal de Energia Regulada Declarada pelo Agente de Distribuição, referente
à parcela de carga “c”, do Consumidor Livre, no mês de apuração “m”
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga “c”, por período de comercialização
“j”
104
Como é o cálculo do consumo cativo de um consumidor parcialmente livre no caso geral?
Para as demais cargas parcialmente livres, o consumo cativo será determinado pela energia consumida pela carga limitada na quantidade modulada de energia regulada, informada pela distribuidora local, ajustada por um fator que representa as perdas da Rede Básica atribuídas ao seu consumo, conforme a seguinte expressão:
𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
𝑅𝐶𝑐,𝑗;
(𝑄_𝑅𝐸𝐺𝑐,𝑗 ∗(𝑅𝐶𝑐,𝑗/𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗))
)
Onde:
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
Q_REGc,j é a Quantidade de Energia Regulada declarada pelo Agente de Distribuição, referente à parcela
de carga “c”, do Consumidor Livre, no período de comercialização “j”
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga “c”, por período de comercialização
“j”
105
Como é a expressão para o consumo que está no ambiente livre do consumidor parcialmente livre?
𝑅𝐶_𝐴𝐿𝑐,𝑗 = 𝑅𝐶𝑐,𝑗 −𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗
Onde:
RC_ALc,j é o Consumo no ambiente livre da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”
106
Como é o cálculo do Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor/Gerador, que será somado às demais
cargas do distribuidor ou gerador?
𝑇𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇_𝐷_𝐺𝑎,𝑠,𝑗 = ∑(𝑐∈𝑠,𝑐∈𝐶𝐴𝑇_𝐷_𝐺) 𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗
Onde:
TRC_CAT_D_Ga,s,j é o Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor/Gerador do perfil de agente “a”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”
“CAT_D_G” é o conjunto de parcelas de cargas, atendidas pelo agente “a”
107
Como é a expressão de cálculo do Total de Consumo Cativo do Consumidor Parcialmente Livre?
O Total de Consumo Cativo do Consumidor Livre, que será subtraído das cargas do
consumidor livre, é determinado pela soma do consumo das cargas cativas do agente,
expresso por:
𝑇𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇_𝐶𝐿𝑎,𝑠,𝑗 = ∑𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗
Onde:
TRC_CAT_CLa,s,j é o Total de Consumo Cativo do perfil de agente Consumidor Livre “a”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga “c”, no período de comercialização
108
Como se dá a expressão para Total de Consumo do Agente?
O Total de Consumo do Agente é determinado pela soma do consumo de todas as cargas
do agente, por submercado e período de comercialização “j”, sendo que para os consumidores livres é abatido o seu consumo cativo apurado e para os distribuidores é somado o consumo cativo dos consumidores livres, de acordo com a seguinte expressão:
𝑇𝑅𝐶𝑎,𝑠,𝑗 = ∑(𝑐∈𝑠,𝑐∈𝑎):𝑅𝐶𝑐,𝑗
− 𝑇𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇_𝐶𝐿𝑎,𝑠,𝑗 +𝑇𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇_𝐷_𝐺𝑎,𝑠,𝑗
Onde:
TRCa,s,j é o Consumo Total do perfil do agente “a”, por submercado “s”, no período de comercialização
“j”
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
TRC_CAT_CLa,s,j é o Total de Consumo Cativo do perfil de agente Consumidor Livre “a”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”
TRC_CAT_D_Ga,s,j é o Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor/Gerador do perfil de agente “a”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”
109
Para que é usado o cálculo do fator de indisponibilidade?
▪ Ajustar a Garantia Física Média Parcial e definir as parcelas de energia comercial e de teste
de usinas hidráulicas;
▪ Ajustar a Garantia Física das usinas;
110
Qual a expressão para o cálculo do fator de disponibilidade da usina?
Para usinas não hidráulicas com modalidade de despacho tipo IB, IIB, IIC ou III, então:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃𝑝,𝑚 = 𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓−1
Caso contrário:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃𝑝.𝑚 = 𝑭_𝑫𝑰𝑺𝑷_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝑚
Onde:
F_DISPp,m é o Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_DISP_PREp,m é o Fator de Disponibilidade Preliminar da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
F_DISP_Ap,f é o Fator de Disponibilidade Anual da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
111
O que ocorre no FID nos Ajustes Decorrente de Deliberação do CAd?
Ajustes Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo do F_DISPp,m (ADDC_F_DISPp,m) da parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”, poderão sobrescrever o valor calculado para o fator de disponibilidade da usina.
112
Para quais usinas são calculados o Fator de Disponibilidade Preliminar mensal?
O Fator de Disponibilidade Preliminar mensal é calculado para as usinas hidráulicas e para
as usinas térmicas com modalidade de despacho tipo IA e IIA, conforme as seguintes
expressões:
𝑭_𝑫𝑰𝑺𝑷_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒎 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
𝑰𝑫𝒑,𝒎/𝑰𝑫_𝑹𝑬𝑭𝒑,𝒎
)
Onde:
F_DISP_PREp,m é o Fator de Disponibilidade Preliminar da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
IDp,m é o Índice de Disponibilidade Verificada por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
ID_REFp,m é o Índice de Referência de Disponibilidade por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
Os Índices de Disponibilidade Verificados das usinas são calculados de acordo com
as modalidades de despacho dos empreendimentos junto ao Operador Nacional do
Sistema, da seguinte forma:
113
Como é o cálculo do índice de disponibilidade verificada para as usina hidráulica com modalidade de despacho tipo I ou não hidráulica com
modalidade de despacho tipo IA ou IIA?
𝑰𝑫𝒑,𝒎 =
(1 − 𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎𝑝,𝑚) ∗ (1 −𝑇𝐸𝐼𝑃𝑝,𝑚)
Onde:
IDp,m é o Índice de Disponibilidade Verificada por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
TEIFap,m é a Taxa Equivalente de Interrupções Forçadas por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
TEIPp,m é a Taxa Equivalente de Interrupções Programadas por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
114
Qual o Índice de Disponibilidade
Verificada para usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo II, IIC ou III?
Para usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo II, IIC ou III, como há previsão de revisão semestral de sua Garantia Física, o Índice de Disponibilidade Verificada é igual a 1:
𝑰𝑫𝒑,𝒎 = 1
Onde:
IDp,m é o Índice de Disponibilidade Verificada por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
115
Como são calculados os Índices de Referência de Disponibilidade das usinas, durante o mês de apuração para usina hidráulica participante do MRE com modalidade de despacho tipo I, ou para usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo IA ou IIA?
Os Índices de Referência de Disponibilidade das usinas, durante o mês de apuração,
são estabelecidos da mesma forma que os Índices de Disponibilidade Verificados, ou seja, de acordo com as modalidades de despacho, da seguinte forma:
Para usina hidráulica participante do MRE com modalidade de despacho tipo I, ou
para usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo IA ou IIA, o Índice de Referência de Disponibilidade da usina é dado pela multiplicação do complementar aritmético das taxas de referência de interrupções forçadas e programadas nos termos
da expressão:
𝑰𝑫_𝑹𝑬𝑭𝒑,𝒎 = (1 −𝑅𝐸𝐹_𝑇𝐸𝐼𝐹𝑝,𝑚) ∗ (1 −𝑅𝐸𝐹_𝑇𝐸𝐼𝑃𝑝,𝑚)
Onde:
ID_REFp,m é o Índice de Referência de Disponibilidade por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
REF_TEIFp,m é a Taxa de Referência de Interrupções Forçadas por parcela de usina “p”, no mês de
apuração “m”
REF_TEIPp,m é a Taxa de Referência de Interrupções Programadas por parcela de usina “p”, no mês de
apuração “m”
116
Como são calculados os Índices de Referência de Disponibilidade das usinas, durante o mês de apuração para usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo II, IIC ou III?
Para usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo II, IIC ou III, como há previsão de revisão semestral de sua Garantia Física, o Índice de Referência de Disponibilidade é igual a 1:
𝑰𝑫_𝑹𝑬𝑭𝒑,𝒎 = 1
Onde:
ID_REFp,m é o Índice de Referência de Disponibilidade por parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
117
Para quais usinas são calculados o fator de disponibilidade anual?
O Fator de Disponibilidade Anual é calculado para as usinas não hidráulicas com modalidade de despacho tipo IB, IIB, IIC e III, exceto as usinas participantes do PROINFA
118
Como é calculado o fator de disponibilidade anual para . usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo IB, IIB, IIC ou III?
Para usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo IB, IIB, IIC ou III, o Fator de Disponibilidade é apurado observando-se limites de tolerância, dependendo do período de apuração, da seguinte forma:
No primeiro e segundo ciclos anuais de aplicação do fator de disponibilidade da usina,
este é dado pela seguinte expressão:
Se
(𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑓 / 𝑅𝐸𝐹_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑓)
for superior ou igual a 0,90:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓 = 1
Senão:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇 /𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇)
Onde:
F_DISP_Ap,f é o Fator de Disponibilidade Anual da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
GHVp,f é a Geração Histórica Verificada da parcela de usina “p”, por ano de apuração “f”
REF_GHVp,f é a Geração Histórica Verificada de Referência da parcela de usina “p”, por ano de apuração
“f”
Para os demais ciclos anuais de cálculo do fator de disponibilidade, este é dado pela
seguinte expressão:
Se
(𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑓 / 𝑅𝐸𝐹_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑓)
for superior ou igual a 0,95:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓 = 1
Senão:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇 / 𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇
)
Onde:
F_DISP_Ap,f é o Fator de Disponibilidade Anual da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
GHVp,f é a Geração Histórica Verificada da parcela de usina “p”, por ano de apuração “f”
REF_GHVp,f é a Geração Histórica Verificada de Referência da parcela de usina “p”, por ano de apuração
“f”
119
Quais as observações importantes sobre o cálculo do fator de disponibilidade anual para usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo IB, IIB, IIC ou III,?
Para as usinas que tenham 12 meses ou menos de operação comercial, o
F_DISP_Ap,f será igual a 1.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que houver
suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de modernização
dos empreendimentos, conforme disposto em regulamentação específica.
Caso ocorra expurgo de histórico ou a republicação da Garantia Física da usina, o
F_DISP_Ap,f poderá ser recalculado e aplicado a partir da data de vigência
publicada em ato regulatório.
Para as usinas eolioelétricas e termelétricas inflexíveis com CVU nulo o fator de
disponibilidade será calculado e publicado pela CCEE até o dia 31 de agosto de cada
ano, conforme estabelece a regulamentação específica.
120
Como se dá o cálculo do fator de disponibilidade anual para usinas não hidráulicas, com modalidade de despacho tipo IB, IIB, IIC ou III, exceto
usinas eólicas?
Para usinas não hidráulicas, com modalidade de despacho tipo IB, IIB, IIC ou III, exceto usinas eólicas, a Geração Histórica Verificada é uma variável anual, apurada com base na geração dos últimos 60 meses, considerando ciclos de 12 meses, a partir de 1º de julho,
não referenciada à Rede Básica, com vigência a partir de janeiro do ano seguinte, conforme
a seguinte expressão:
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇= ∑(𝑚∈𝑀𝐺𝐻
𝑚∈60M): (∑(𝑗∈𝑚):𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗
+ 𝐷𝑆𝑃𝐿_𝐸𝑁𝐸𝑅_𝑀𝑁𝑆𝐿_𝐸𝑃𝐸𝑝,𝑚
+ 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑚)
Onde:
GHVp,f é a Geração Histórica Verificada da parcela de usina “p”, por ano de apuração “f”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, por período de comercialização
“j”
DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m é a Disponibilidade de Energia Mensal declarada pelo a agente à EPE da
parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“60M” é o conjunto dos últimos 60 meses de apuração anteriores ao mês de apuração “m”
“MGH” é o conjunto dos meses de geração histórica verificada da usina, considerando ciclos de 12 meses
de 1 de julho de um ano a 30 de junho de outro ano
ADDC_GHVp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo do GHV da parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”
121
Quais pontos importantes devem ser observados para o cálculo do fator de disponibilidade anual para usinas não hidráulicas, com modalidade de despacho tipo IB, IIB, IIC ou III, exceto
usinas eólicas?
Deverão ser considerados para o cálculo do GHVp,f somente os registros de medição de energia gerada a partir de setembro de 2013 e a partir do 13º mês após a liberação da entrada em operação comercial da 1ª unidade geradora da usina.
Na ausência de dados históricos de geração de 60 meses deverá ser efetuado complemento com os valores de disponibilidade ou compromisso firme de entrega
de energia declarados pelo agente à EPE (DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m), para o cálculo de garantia física da usina.
Caso a disponibilidade ou o compromisso declarado não tenha sido definido referenciado ao ponto de conexão, deverão ser abatidas as perdas internas.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que houver
suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de modernização
dos empreendimentos, conforme disposto em regulamentação específica.
122
Como se dá o cálculo do fator de disponibilidade anual para as usinas eólicas a Geração Histórica Verificada?
Para as usinas eólicas a Geração Histórica Verificada é uma variável anual, apurada com
base na geração da usina, não referenciada à Rede Básica, com vigência a partir de janeiro do ano seguinte, conforme a seguinte expressão:
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇= ∑(𝑚∈𝑀𝐺H): (∑(𝑗∈𝑚):𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗 + 𝐷𝑆𝑃𝐿_𝐸𝑁𝐸𝑅_𝑀𝑁𝑆𝐿_𝐸𝑃𝐸𝑝,𝑚 + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑚)
Onde:
GHVp,f é a Geração Histórica Verificada da parcela de usina “p”, por ano de apuração “f”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, por período de comercialização
“j”
DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m é a Disponibilidade de Energia Mensal declarada pelo a agente à EPE da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“MGH” é o conjunto dos meses de geração histórica verificada da usina, considerando ciclos de 12 meses de 1 de julho de um ano a 30 de junho de outro ano
ADDC_GHVp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo do GHV da parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”
123
Quais pontos importantes devem ser observados para o cálculo do fator de disponibilidade anual para usinas eólicas a Geração Histórica Verificada?
Deverão ser considerados para o cálculo do GHVp,f somente os registros de medição de energia gerada a partir de setembro de 2013 e a partir do 13º mês após a liberação da entrada em operação comercial da 1ª unidade geradora da usina.
Na ausência de dados históricos de geração de 60 meses deverá ser efetuado complemento com os valores de disponibilidade ou compromisso firme de entrega
de energia declarados pelo agente à EPE (DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m), para o cálculo de garantia física da usina.
Caso a disponibilidade ou o compromisso declarado não tenha sido definido referenciado ao ponto de conexão, deverão ser abatidas as perdas internas.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que houver
suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de modernização
dos empreendimentos, conforme disposto em regulamentação específica.
124
Como se dá o cálculo do fator de disponibilidade anual para usinas eólicas a Geração Histórica Verificada de Referência?
Para usinas eólicas a Geração Histórica Verificada de Referência é determinada com base na garantia física, em operação comercial, com vigência a partir de janeiro do ano seguinte, conforme a seguinte expressão:
𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇 = ∑(𝑚∈𝑀𝐺𝐻):∑(𝑗∈𝑚):
(𝐺𝐹𝑝 ∗ 𝑆𝑃𝐷𝑚 ∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑗 ∗ 𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓)
+𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑅𝐸𝐹_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑚
Onde:
REF_GHVp,f é a Geração Histórica Verificada de Referência da parcela de usina “p”, por ano de apuração
“f”
GFp é a Garantia Física da parcela de usina “p”
“SPDm” duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial associado a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_PDI_GFp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
ADDC_REF_GHVp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas
com efeito no cálculo do
REF_GHV da parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”
“MGH” é o conjunto dos meses de geração histórica verificada da usina, considerando ciclos de 12 meses de 1 de julho de um ano a 30 de junho de outro ano
125
Quais pontos importantes devem ser observados para o cálculo do fator de disponibilidade anual para usinas eólicas a Geração Histórica Verificada de Referência?
Deverão ser considerados para o cálculo do REF_GHVp,f somente os valores de
GFp e F_COM_GFp,j correspondentes a períodos de comercialização coincidentes
ao do cálculo de GHVp,f.
Para as usinas que entrarem em operação comercial ao longo de um mês de
apuração de um determinado ano de referência, a quantidade de horas será
proporcional ao intervalo correspondente desde a data de entrada em operação
comercial até o final do mês em questão.
Caso a Garantia Física da usina não tenha sido definida referenciada ao ponto de
conexão, deverão ser abatidas as perdas internas.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que houver
suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de modernização
dos empreendimentos, conforme disposto em regulamentação específica.
126
Quais os passos para o cálculo das pedas internas das usinas?
▪ Cálculo das Perdas Internas Instantâneas das Usinas
▪ Cálculo das Perdas Internas Médias de Usinas, com o objetivo de ajustar suas Garantias
Físicas em função das perdas elétricas encontradas
127
Como se dá o cálculo das perdas internas istantâneas das usinas?
A Perda Interna Medida é determinada para as usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão (medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras (medição bruta), independentemente da modalidade de despacho. Sua apuração ocorre nos períodos de comercialização em que a usina apresente ao menos uma unidade geradora em operação comercial e seu cálculo é obtido pela diferença apurada entre as informações de geração bruta e a medição líquida (na conexão). Dessa forma a Perda Interna Medida da
Usina é dada pela seguinte expressão:
𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥 (0; (𝑚𝑎𝑥(0, 𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗) − (𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗 − 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗 ∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗)))
Onde:
PDI_MEDp,j é a Perda Interna Medida da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, por período de comercialização
“j”
MED_CGp,j é a Medição de Consumo da Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
Importante:
A aplicação do acrônimo F_COMERCIALp,j no MED_CGp,j, tem o intuito de se considerar somente os valores de MED_CGp,j das unidades geradoras que se encontram em operação comercial. Não é necessário aplicar o acrônimo
F_COMERCIALp,j no MED_Gp,j, pois esse acrônimo já considera valores
somente das unidades geradoras em operação comercial.
128
Para que serva e como é calculado o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas?
Para cada período de comercialização em que houve medição de geração (MED_Gp,j>0),
das usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão (medição líquida) quanto na
saída das unidades geradoras (medição bruta), independentemente da modalidade de despacho, o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas é determinado pela relação entre a medição bruta, descontada das perdas internas instantâneas apuradas e a medição bruta integral, dado pela seguinte expressão:
𝐹_𝑃𝐷𝐼𝑝,𝑗 =
(𝑚𝑎𝑥 (0; (𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗 −𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷𝑝,𝑗)))/𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗
Onde:
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina “p”, por período
de comercialização “j”
MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
PDI_MEDp,j é a Perda Interna Medida da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
129
Como é calculado o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas para o período de comercialização em que não houve medição de geração?
Para cada período de comercialização em que não houve medição de geração (MED_Gp,j = 0), das usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão (medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras (medição bruta), independentemente da modalidade de despacho e para as demais usinas que não possuem medição bruta, o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas é determinado pelo complementar aritmético do Percentual de Consumo Interno, informado pelo agente, dado pela seguinte expressão:
𝐹_𝑃𝐷𝐼𝑝,𝑗 = (1 − 𝑃𝑃𝐼𝑝)
Onde:
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina “p”, por período
de comercialização “j”
PPIp é o Percentual de Perda Interna Total da parcela de usina “p”
130
Para quais usinas não é aplicável o Fator de Ajuste da Garantia Física?
O Fator de Ajuste da Garantia Física para as usinas que tenham sua Garantia Física publicada definida na conexão ou no PMI é isento da aplicação das perdas internas, já que é considerada a geração líquida na determinação da Garantia Física.
131
Como é calculado o Fator de Ajuste da Garantia Física?
Para as demais usinas, o
Fator de Ajuste da Garantia Física difere para: (i) usinas termelétricas programadas com CVU; (ii) usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão (medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras (medição bruta), independentemente da modalidade de despacho; e (iii) usinas que não possuem medição bruta; conforme expressão abaixo:
Se a parcela de usina “p” tem sua Garantia Física publicada calculada na conexão ou no PMI:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓 = 1
Caso contrário:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓 = 𝑭_𝑷𝑫𝑰_𝑮𝑭_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝑓
Onde:
F_PDI_GFp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela
de usina “p”, no ano de apuração “f”
F_PDI_GF_PREp,f é o Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
132
O que acontece com as perdas internas médias nas Usinas que têm o cálculo de sua Garantia Física revisada e com alteração da
definição da barra do gerador para o ponto de conexão?
Caso a Garantia Física da usina seja republicada e haja alteração da definição do ponto de cálculo (na conexão ou na barra da usina), o fator de ajuste será recalculado e aplicado a partir da data de vigência publicada em ato regulatório.
As Usinas que têm o cálculo de sua Garantia Física revisada e com alteração da definição da barra do gerador para o ponto de conexão são isentas da aplicação das perdas internas, com a utilização do F_PDI_GFp,f.=1, a partir da data de
publicação da revisão.
Na contabilização do mês de agosto, momento onde é calculado o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas, caso a usina não apresente ao menos uma unidade geradora em operação comercial, o F_PDI_GFp,f para essas usinas será determinado da forma abaixo:
Usinas enquadradas na condicional onde há necessidade do cálculo do fator F_PDI_GF_PRE:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓 = 1− 𝑃𝑃𝐼𝑀𝑝,𝑓
Demais Usinas:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓 = 1
133
Como será o cálculo do Fator de Ajuste da Garantia Física em função das perdas para as usinas que tenham: (i) sua Garantia Física republicada com vigência inicial no
transcorrer do mês; ou (ii) o Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia
Física republicado com vigência inicial no transcorrer do mês; ou (iii) o ponto de cálculo (na conexão ou na barra da usina) redefinido com vigência inicial no transcorrer do mês?
Para as usinas que tenham: (i) sua Garantia Física republicada com vigência inicial no
transcorrer do mês; ou (ii) o Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física republicado com vigência inicial no transcorrer do mês; ou (iii) o ponto de cálculo (na conexão ou na barra da usina) redefinido com vigência inicial no transcorrer do mês, o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das perdas internas será recalculado ponderando para o mês em que ocorrer tais situações. Para o restante do ano, será mantido o valor já calculado. Para as condições (i), (ii) ou (iii) o Fator de Ajuste da Garantia Física será determinado pela expressão seguinte:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓 =
((𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹_𝐴𝑁𝑇𝑝,𝑓 ∗ 𝐺𝐹𝐴𝑁𝑇𝑝 ∗ 𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝐺𝐹𝐴𝑁𝑇𝑝,𝑚) + (𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓 ∗ 𝐺𝐹𝑝 ∗ 𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝐺𝐹𝑝,𝑚))
/
((𝐺𝐹𝐴𝑁𝑇𝑝 ∗ 𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝐺𝐹𝐴𝑁𝑇𝑝,𝑚) + (𝐺𝐹𝑝 ∗ 𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝐺𝐹𝑝,𝑚))
Onde:
F_PDI_GFp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela
de usina “p”, no ano de apuração “f”
F_PDI_GF_ANTp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física Anterior em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
GFANTp é a Garantia Física da parcela de usina “p”, anterior ao aumento ou redução de Garantia Física
GFp é a Garantia Física da parcela de usina “p” HORAS_GFANTp,m é a Quantidade de horas anterior ao aumento ou redução da Garantia Física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
HORAS_GFp,m é a Quantidade de horas a partir do aumento ou redução da Garantia Física da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
134
Como se dará o cálculo do Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas, para as usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão (medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras (medição bruta)?
O Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas, para as usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão (medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras (medição bruta), independentemente da modalidade de despacho, com exceção das usinas térmoelétricas programadas com CVU, é determinado pelo complementar aritmético da relação entre (a) a soma da perda interna medida dos últimos 60 meses e (b) a soma da medição bruta em peração
comercial nos últimos 60 meses, conforme expressão abaixo:
𝑭_𝑷𝑫𝑰_𝑮𝑭_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒇 = 1−
(∑(60𝑚):(∑(𝑗∈𝑚): 𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷𝑝,𝑗 + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷_𝑀𝑝,𝑚))
/
∑(60𝑚):(∑(𝑗∈𝑚): 𝑚𝑎𝑥(0, 𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗) + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑃𝐷𝐼_𝑀𝑝,𝑚)
∀ 𝑚 = 𝑎𝑔𝑜𝑠𝑡𝑜
Onde:
F_PDI_GF_PREp,f é o Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
PDI_MEDp,j é a Perda Interna Medida da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
ADDC_PDI_MED_Mp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito no cálculo do PDI_MED da parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”
ADDC_PDI_Mp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito no cálculo de perdas internas para a parcela de usina “p”, no mês de Apuração “m”, com efeito no MBU_Mensal
“60M” é o conjunto dos últimos 60 meses de apuração anteriores ao mês de apuração “m”
Importante:
Os períodos de comercialização a serem considerados nos somatórios de sessenta meses da Perda Interna Medida (PDI_MEDp,j) e Medição Bruta (MBUp,j) devem apresentar ao menos uma unidade geradora em operação comercial.
Caso não se disponha de todos os valores do histórico de 60 (sessenta) meses da usina, contados a partir de janeiro de 2010, os mesmos serão completados com o Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física
(PPIMp,f), informado pelo Agente.
135
Como é calculado Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física
em função da Média das Perdas Internas Para as usinas sem medidores na saída das unidades geradoras (medição bruta)?
Para as usinas sem medidores na saída das unidades geradoras (medição bruta), independente da modalidade de despacho , o Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas é determinado com base no percentual da perda média definido pelo agente, já que sua Garantia Física é definida na barra de saída do gerador e não é possível calcular sua perda interna, uma vez que essas usinas não têm a obrigação de ter a medição na saída da unidade geradora. Desta forma o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas é determinado conforme a seguinte expressão:
𝑭_𝑷𝑫𝑰_𝑮𝑭_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒇 = 1− 𝑃𝑃𝐼𝑀𝑝,𝒇
Onde:
F_PDI_GF_PREp,f é o Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
PPIMp,f é o Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física da parcela de usina
“p”, no ano de apuração “f”
136
Para que serve o cálculo das perdas da Rede Compartilhada das usinas?
O cálculo das perdas da Rede Compartilhada tem como objetivo determinar um Fator de Ajuste da
Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada, por período de comercialização, para
usinas cuja Garantia Física publicada foi definida no Ponto de Medição Individual – PMI.
137
Como é realizado o Cálculo das Perdas da Rede Compartilhada das Usinas?
Para usinas cuja Garantia Física publicada foi definida no Ponto de Medição Individual – PMI, é calculado um Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada. Para as usinas que não estejam gerando em um determinado período de
comercialização, ou não tenham sua Garantia Física definida no PMI, o fator é fixado em um. Para os demais períodos de comercialização, o Fator é determinado pela expressão
seguinte:
Se ∑𝑖∈𝑝 𝑀1_𝐺𝑖,𝑗 = 0 ou se a parcela de usina “p” NÃO tiver sua Garantia Física publicada calculada no PMI:
𝐹_𝑃𝑅𝐶_𝐺𝐹𝑝,𝑗 = 1
Caso contrário:
𝐹_𝑃𝑅𝐶_𝐺𝐹𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
∑(𝑗∈12𝑀𝐴): ((∑(𝑖∈𝑝): 𝑀1_𝐺𝑖,𝑗) ∗ (1 −𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝.𝑗) +𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑀1_𝐺𝑖,𝑗)
/
∑(𝑗∈12𝑀𝐴): ((∑(𝑖∈𝑝):𝑀0_𝐺𝑖,𝑗) ∗ (1 −𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝.𝑗) +𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑀0_𝐺𝑖,𝑗))
Onde:
F_PRC_GFp,j é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada da
parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” M1_Gi,j é a Medição Ajustada associada ao canal G do ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
ADDC_M1_Gi,j é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo do M1_G do ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
ADDC_M0_Gi,j é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo do M0_G do ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
“12MA” é o conjunto de 12 meses que compreende o mês de apuração “m” e os 11 meses que o
antecedem (“m-11” a “m”)
Importante:
O número de horas utilizado no cálculo deve ser crescente até se completar o histórico de 12 meses. Por exemplo, se no primeiro cálculo a usina contar com somente uma
hora no histórico, deve-se utilizar somente o dado desta hora, na segunda hora, utiliza-se somente os dados das duas horas e assim até se completar o histórico de doze meses
138
Para que serve o Tratamento da Compensação Síncrona?
Apurar o volume de serviços ancilares de compensação síncrona prestados pelos geradores quando
colocam suas unidades geradoras em operação como compensador síncrono para controle da tensão da rede.
139
O que é e como é calculada a Medição Bruta para encargos dos serviços de compensação síncrona?
A Medição Bruta Líquida corresponde à diferença entre os volumes medidos de geração e consumo associados aos pontos de medição de geração bruta, “i”, de unidades geradoras de usinas, por período de coleta (5 minutos). A Medição Bruta Líquida é a base para cálculo da compensação síncrona, dada pela expressão:
𝑀𝐵𝑈_𝑍𝑖,𝑧 =
((𝑆𝐶𝐷𝐸_𝐺𝑖,𝑧 − 𝑆𝐶𝐷𝐸_𝐶𝑖,𝑧)/1000 )
Onde:
MBU_Zi,z é a Medição Bruta Líquida do ponto de medição de geração bruta “i”, por período de coleta “z”
SCDE_Gi,z é a Informação Coletada do canal G do ponto de medição de geração bruta “i”, por período de
coleta “z”
SCDE_Ci,z é a Informação Coletada do canal C do ponto de medição de geração bruta “i”, por período de
coleta “z”
140
O que é e como é calculada a Medição Líquida para encargos dos serviços de compensação síncrona?
A Medição Bruta Líquida de Compensação Síncrona é definida com base na Medição Bruta
Líquida verificada associada ao ponto de medição de geração bruta, “i”, para unidades geradoras devidamente autorizadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) para prestação desse tipo de serviço ancilar, conforme expressão a seguir:
Se unidade geradora associada ao ponto de medição de geração bruta “i”, estiver prestando serviços ancilares de compensação síncrona, no período de coleta “z”:
𝑀𝐵𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧 = 𝑚á𝑥(0,−𝑀𝐵𝑈_𝑍𝑖,𝑧)
Caso contrário:
𝑀𝐵𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧 = 0
Onde:
MBU_CSi,z é a Medição Bruta Líquida de Compensação Síncrona do ponto de medição de geração bruta “i”, por período de coleta “z”
MBU_Zi,z é a Medição Bruta Líquida do ponto de medição de geração bruta “i”, por período de coleta “z”
141
Como é calculado o consumo para compensação síncrona?
O Consumo para Compensação Síncrona é consolidado no período de comercialização para usinas que possuem unidades geradoras autorizadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) para prestação desse tipo de serviço ancilar, de acordo com a expressão a seguir:
𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗 = ∑ (𝑖∈𝑃𝑆𝐴):∑(𝑧∈𝑗):𝑀𝐵𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧
Onde:
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina “p”, por período de comercialização
“j”
MBU_CSi,z é a Medição Bruta Líquida de Compensação Síncrona do ponto de medição “i”, por período de coleta “z”
“PSA” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, associados à parcela de usina “p”,
habilitados para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona
142
Quais pontos devem ser levados em consideração com relação ao consumo de compensação síncrona?
Importante:
1. O cálculo referente ao Consumo para Compensação Síncrona integraliza os Períodos de Coleta, de cinco em cinco minutos, em base horária, apenas dos períodos em que houve despacho do ONS.
2. O Consumo para Compensação Síncrona é apurado por meio da medição bruta de cada unidade geradora que compõe a usina e que prestou serviço ancilar.
3. O cálculo da Medição Bruta Líquida (MBU) é realizado com base nas diferenças apuradas entre os canais G e C do ponto de medição bruta. Para o cálculo do Consumo para Compensação Síncrona são utilizados apenas os valores líquidos
de consumo apurados, portanto, é feito um filtro (max(0;-MBU_Zi,z)) para considerar o valor desejado.
143
Como se dá o cálculo da Medição Bruta de Energia Reativa (MRU) de Compensação Síncrona?
A Medição Bruta de Energia Reativa (MRU) de Compensação Síncrona é definida em MVAr.h para cada unidade geradora associada ao ponto de medição de geração bruta, “i”, que esteja prestando serviços ancilares de compensação síncrona. Como a unidade geradora que está prestando o serviço ancilar de compensação síncrona pode operar fornecendo ou absorvendo reativos, ambos são considerados no ressarcimento a ser feito ao agente que prestou este serviço. Desta forma, a Medição Bruta Reativa de Compensação Síncrona é dada pela seguinte expressão:
Se:
𝑀𝐵𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧 > 0
Então:
𝑀𝑅𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧 =
((𝑀𝑅𝑈_𝐺𝑖,𝑧 + 𝑀𝑅𝑈_𝐶𝑖,𝑧)/1000 )
Onde:
MRU_CSi,z é a Medição Bruta Reativa de Compensação Síncrona do ponto de medição “i”, por período de coleta “z”
MBU_CSi,z é a Medição Bruta Líquida de Compensação Síncrona do ponto de medição “i”, por período de coleta “z”
MRU_Ci,z é a Medição Bruta Reativa Coletada do canal C do ponto de medição bruta “i”, no período de
coleta “z”
MRU_Gi,z é a Medição Bruta Reativa Coletada do canal G do ponto de medição bruta “i”, no período de
coleta “z”
144
Qual o objetivo do cáclulo do Fator de Operação Comercial e do
Fator de Suspensão da Usina?
Esta etapa é responsável por
identificar a proporção da usina que se encontra em operação comercial e a eventual proporção da
usina que está suspensa.
145
Como se dá a determinação da fase de motorização da usina?
Se, no período de comercialização do mês de apuração, o número de unidades geradoras em operação comercial de uma usina é superior ou igual ao número mínimo, definido pela ANEEL, de unidades geradoras necessárias para atender sua garantia física total (ou o número de unidades base), a usina é considerada motorizada. Ou seja:
Se:
𝑇𝑂𝐺𝑈𝑝,𝑗 ≥ 𝑁𝑈𝐵𝑝
Então:
𝑀𝑂𝑇_𝐹𝑝,𝑗 = 0
Onde:
TOGUp,j é o Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
NUBp é o Número de Unidades Base da parcela de usina “p” MOT_Fp,j é o sinalizador de fase de motorização de uma parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” sendo:
MOT_Fp,j= 0 para a usina motorizada, e
MOT_Fp,j= 1 para a usina submotorizada
Caso no período de comercialização do mês de apuração a usina não possua o número mínimo de unidades geradoras em operação comercial, definido pela ANEEL, como a quantidade mínima de unidades geradoras necessárias para atender sua garantia física total, a usina é considerada em fase de motorização ou “submotorizada”. Dessa forma:
Se:
𝑇𝑂𝐺𝑈𝑝,𝑗 < 𝑁𝑈𝐵𝑝
Então:
𝑀𝑂𝑇_𝐹𝑝,𝑗 = 1
Onde:
TOGUp,j é o Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
NUBp é o Número de Unidades Base da parcela de usina “p”
MOT_Fp,j é o sinalizador de fase de motorização de uma parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” sendo:
MOT_Fp,j=0 para a usina motorizada, e
MOT_Fp,j=1 para a usina submotorizada
Importante:
A motorização de uma usina é um processo que ocorre durante a fase de instalação inicial do empreendimento. Após a usina estar motorizada, o retorno à
submotorização não ocorrerá de forma automática (MOT_Fp,j=1).
Processos de suspensão da situação operacional não implicam na submotorização da usina, independentemente da quantidade de unidades geradoras que ocasionalmente esteja envolvida.
146
Para que é utilizado o Fator de Operação Comercial?
O fator de operação comercial associado à garantia física é o indicador da capacidade da usina
que se encontra em operação comercial, sendo utilizado para a determinação da garantia física
apurada. Em eventuais situações nas quais existam unidades geradoras em teste ou suspensas,
o fator irá efetuar o ajuste da garantia física da usina.
Antes de entrar em operação comercial, as unidades geradoras de uma usina passam por um período de testes no qual a energia produzida é liquidada no Mercado de Curto Prazo (MCP).
Ao término desse período, a geração comercial, como é chamada a energia gerada pelas unidades em operação comercial, pode ser comercializada no âmbito da CCEE e é considerada para atender aos contratos de venda ou às cargas do agente na CCEE.
Em função da produção total de uma usina e de suas características sistêmicas, o volume da geração comercial é utilizado para o atendimento das obrigações comerciais, e o volume da geração de teste é obrigatoriamente liquidada no MCP.
147
Como é calculado o Fator de Operação Comercial associada a Garantia Física Para usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização?
Para usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes
à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Operação Comercial associado à Garantia Física é obtido pela relação entre: (a) Garantia Física de Motorização das unidades geradoras em operação comercial e (b) Garantia Física da usina:
𝐹_𝐶𝑂𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥 (
0 ;
(𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑂𝑇𝑝,𝑛/𝐺𝐹𝑝)
)
Onde:
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial Associado à Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
GFIS_MOTp,n é a Garantia Física de Motorização da parcela de usina “p”, referente às “n” unidades geradoras em operação comercial
GFp é a Garantia Física da parcela de usina “p”
148
Como é calculado o Fator de Operação Comercial associada a Garantia Física Para as usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização?
Para as usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Operação Comercial associado à Garantia Física é obtido pela relação entre: (a) a capacidade das unidades geradoras em operação comercial da usina e (b) a sua capacidade total associada a garantia física, conforme a seguinte expressão:
𝐹_𝐶𝑂𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄): 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗
)
Onde:
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial Associado à Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
149
Como é calculado o Fator de Operação Comercial associada a Garantia Física Para as usinas hidráulicas motorizadas?
Para as usinas hidráulicas motorizadas, o cálculo do Fator de Operação Comercial associado à Garantia Física é determinado pelos seguintes comandos:
Se:
𝑇𝑂𝐺𝑈𝑝,𝑗 < 𝑁𝑈𝐵𝑝
Então:
𝐹_𝐶𝑂𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄):𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗
)
Caso contrário:
𝐹_𝐶𝑂𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑗 = 1
Onde:
TOGUp,j é o Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
NUBp é o Número de Unidades Base da parcela de usina “p”
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial Associado à Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas àcparcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
150
Como é calculado o Fator de Operação Comercial associada a Garantia Física Para as usinas não hidráulicas,?
Para as usinas não hidráulicas, o cálculo do Fator de Operação Comercial associado à Garantia Física é determinado pela aplicação da relação entre: (a) a capacidade das unidades geradoras em operação comercial da usina e (b) a sua capacidade total associada
a garantia física, conforme a seguinte expressão:
𝐹_𝐶𝑂𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄):𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗
)
Onde:
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial Associado à Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
151
O que é Fator de Operação Comercial?
Os fatores de operação comercial são os indicadores da capacidade da usina que se encontra em operação comercial, sendo utilizado para apuração de obrigação de entrega no MCP e seu respectivo pagamento na Receita de Venda.
152
Como é calculado o Fator de Operação Comercial para usinas hidráulicas em fase de motorização e cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes
à Garantia Física de Motorização?
Para usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes
à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Operação Comercial é obtido pela relação entre:
(a) Garantia Física de Motorização das unidades geradoras em operação comercial e
(b) Garantia Física da usina:
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥 (
0 ;
𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑂𝑇𝑝,𝑛/𝐺𝐹𝑝
)
Onde:
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFIS_MOTp,n é a Garantia Física de Motorização da parcela de usina “p”, referente às “n” unidades geradoras em operação comercial GFp é a Garantia Física da parcela de usina “p”
153
Como é calculado o Fator de Operação Comercial para usinas hidráulicas em fase de motorização e cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização?
Para as usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Operação Comercial é obtido pela relação entre:
(a) a capacidade das unidades geradoras em operação comercial
da usina e
(b) a sua capacidade total, conforme a seguinte expressão:
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗 =
𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄):𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/𝑚𝑖𝑛(𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗
; 𝐶𝐴𝑃_𝑇𝑝)
)
Onde:
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina “p”
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
154
Como é calculado o Fator de Operação Comercial para as usinas hidráulicas motorizadas o cálculo do Fator de Operação Comercial?
Para as usinas hidráulicas motorizadas o cálculo do Fator de Operação Comercial é determinado pelos seguintes comandos:
Se:
𝑇𝑂𝐺𝑈𝑝,𝑗 < 𝑁𝑈𝐵𝑝
Então:
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄):𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/
𝑚𝑖𝑛(𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗; 𝐶𝐴𝑃_𝑇𝑝)
)
Caso contrário:
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗 = 1
Onde:
TOGUp,j é o Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
NUBp é o Número de Unidades Base da parcela de usina “p”
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina “p”
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
155
Como é calculado o Fator de Operação Comercial para as usinas não hidráulicas?
Para as usinas não hidráulicas, o cálculo do Fator de Operação Comercial é determinado
pela aplicação da relação entre:
(a) a capacidade das unidades geradoras em operação
comercial da usina e
(b) a sua capacidade total associada a garantia física, conforme a seguinte expressão:
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑗 𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄):𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/
𝑚𝑖𝑛(𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗; 𝐶𝐴𝑃_𝑇𝑝)
)
Onde:
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial associado à Garantia Física da parcela de usina “p”,
no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à
parcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina “p”
156
O que é o Fator de Suspensão da Usina?
O Fator de Suspensão da usina é o indicador da garantia física ou capacidade da usina que se encontra suspensa por comando do regulador. Em situações nas quais existam unidades geradoras em suspensão, o fator irá efetuar o ajuste da garantia física da usina em fase de motorização.
157
Como é calculado o Fator de Suspensão Para as usinas hidráulicas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização?
Para usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes
à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Suspensão da usina é obtido pela relação entre:
(a) Garantia Física de Motorização das unidades geradoras suspensas e
(b) Garantia Física das unidades geradoras em operação comercial mais a garantia física das
unidades suspensas:
𝐹_𝑆𝑈𝑆𝑃𝐸𝑁𝑆𝐴𝑝,𝑗 = 𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑂𝑇_𝑈𝐺𝑝,𝑗/𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑂𝑇𝑝,𝑛+1
Onde:
F_SUSPENSAp,j é o Fator de Suspensão da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFIS_MOT_UGp,i é a Garantia Física de Motorização do conjunto de Unidades Geradoras suspensas da
parcela de usina “p”, no instante de comercialização “j”
GFIS_MOTp,n+1 é a Garantia Física de Motorização da parcela de usina “p”, referente às “n” unidades
geradoras em operação comercial mais as unidades geradoras suspensas
Importante:
O acrônimo GFIS_MOT_UGp,i (numerador), é obtido pela diferença entre a Garantia Física de Motorização da usina considerando as unidades geradoras em
operação comercial mais as suspensas e a Garantia Física de Motorização considerando somente as unidades geradoras em operação comercial, vide
expressão abaixo:
GFIS_MOT_UGp,j = GFIS_MOTp,n+1 – GFIS_MOTp,n
Já no denominador, deve se considerar a Garantia Física de Motorização da usina considerando as unidades geradoras em operação comercial mais as suspensas.
158
Como é calculado o Fator de Suspensão Para as usinas hidráulicas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização?
Para as usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Suspensão da usina é obtido pela relação entre:
(a) a capacidade das unidades geradoras suspensas da usina e
(b) a sua capacidade total associada a garantia física, conforme a seguinte expressão:
𝐹_𝑆𝑈𝑆𝑃𝐸𝑁𝑆𝐴𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑖∈𝑈𝐺𝑆):𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗
)
Onde:
F_SUSPENSAp,j é o Fator de Suspensão da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“UGS” é o conjunto de unidades geradoras suspensas da operação comercial da parcela de usinas “p”
159
Como é calculado o Fator de Suspensão Para as usinas hidráulicas motorizadas?
Se:
𝑇𝑂𝐺𝑈𝑝,𝑗 < 𝑁𝑈𝐵𝑝
Então:
𝐹_𝑆𝑈𝑆𝑃𝐸𝑁𝑆𝐴𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑖∈𝑈𝐺𝑆 )𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗
)
Caso contrário:
𝐹_𝑆𝑈𝑆𝑃𝐸𝑁𝑆𝐴𝑝,𝑗 = 0
Onde:
TOGUp,j é o Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
NUBp é o Número de Unidades Base da parcela de usina “p”
F_SUSPENSAp,j é o Fator de Suspensão da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à
parcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
“UGS” é o conjunto de unidades geradoras suspensas da operação comercial da parcela de usinas “p”
160
Como é calculado o Fator de Suspensão Para as usinas não hidráulicas?
Para as usinas não hidráulicas o cálculo do Fator de Suspensão da usina é determinado pela aplicação da relação entre:
(a) a capacidade das unidades geradoras suspensas da usina e
(b) a sua capacidade total associada a garantia física, conforme a seguinte expressão:
𝐹_𝑆𝑈𝑆𝑃𝐸𝑁𝑆𝐴𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛 (
1;
(∑(𝑖∈𝑈𝐺𝑆):𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)/𝐶𝐴𝑃_𝑇_𝐺𝐹𝑝,𝑗
)
Onde:
F_SUSPENSAp,j é o Fator de Suspensão da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i” das unidades geradoras associadas à
parcela de usina “p” no período de comercialização “j”
CAP_T_GFp,j é a Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“UGS” é o conjunto de unidades geradoras suspensas da operação comercial da parcela de usinas “p”
161
O que é MRE?
O Mecanismo de Realocação de Energia é um mecanismo financeiro de compartilhamento dos riscos hidrológicos associados à otimização eletroenergética do SIN no que diz respeito ao despacho centralizado das unidades de geração de energia elétrica realizado pelo ONS.
O MRE busca permitir que todas as usinas participantes atinjam seus níveis de garantia física sob o ponto de vista contábil, independentemente de seus níveis reais de produção de energia, desde que a geração total do MRE não esteja abaixo do total da garantia física associada ao SIN.
162
Para quem abrange o MRE?
Esse mecanismo abrange todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado, conforme regulamentação vigente, excluídas as energias de teste calculadas no módulo “Medição Contábil” para as usinas em fase de motorização.
Uma usina hidrelétrica com modalidade de despacho tipo II ou III, somente poderá usufruir dos direitos do MRE após emissão de ato regulatório específico para este fim.
As Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs – podem escolher participar do MRE ou não, respeitando os módulos específicos dos Procedimentos de Comercialização (PdCs) que abordam esse tema.
De acordo com a Lei 13.360 de 17 de novembro de 2016, os empreendimentos hidroelétricos não despachados centralizadamente que optarem por participar do MRE somente poderão ser excluídos do referido mecanismo por solicitação própria ou em caso de perda de outorga.
Para as Centrais Geradoras Híbridas (UGH) ou Associadas, que sejam compostas por tecnologia de geração hidrelétrica, apenas é permitida a participação do MRE da fonte hidrelétrica, sendo vetada a destinação da geração e a consideração da Garantia Física no MRE das demais fontes que compõem o arranjo híbrido.
Portanto, é obrigatório para a participação do MRE a fonte hidrelétrica possuir medição individualizada de sua geração, bem como a definição da Garantia Física específica associada a parcela da hidrelétrica.
163
Como se dá a alocação de garantia física no MRE?
Segundo o MRE, cada gerador deverá receber, sob o ponto de vista contábil, seu nível de garantia física calculado. Essa condição deve ocorrer desde que os geradores participantes do MRE, como um todo, produzam, de maneira conjunta, energia suficiente para cobrir toda a garantia física das usinas integrantes do mecanismo.
Se o total da produção destinada ao MRE das usinas participantes for igual à garantia física do MRE, então cada usina terá alocação igual à sua garantia física calculada.
A alocação de energia das usinas com excedente de geração em relação à garantia física para aquelas que apresentaram déficit de geração em relação à garantia física é feita, prioritariamente, entre usinas localizadas em um mesmo submercado.
O eventual excedente remanescente em um submercado é disponibilizado para usinas situadas em submercados deficitários, até o preenchimento dos seus níveis de garantia física.
Destaca-se que, contabilmente, a energia alocada permanece vinculada ao submercado onde ela foi gerada, não havendo transferência física de energia elétrica para o submercado onde se localiza o empreendimento com déficit de geração em relação à garantia física.
Ocorre, portanto, uma transferência de propriedade da energia de uma usina para outra, associada a uma compensação financeira consolidada por agente participante do MRE.
164
O que é energia secundária?
Caso a produção total de energia elétrica do MRE seja maior do que a garantia física total do MRE, as usinas integrantes possuirão o direito de receber uma parte desse eventual excedente apurado além de suas garantias físicas. Esse excedente é chamado “Energia Secundária” e é alocado a todas as usinas participantes do MRE, na proporção de suas garantias físicas estabelecidas.
Nesse caso, as usinas que tem produção destinada ao MRE acima de sua garantia física transferem esse excedente ao MRE, para depois receber parte da energia secundária na proporção de sua garantia física.
As usinas que tem produção destinada ao MRE abaixo de sua garantia física recebem do MRE, por sua vez, tanto a complementação de sua garantia física quanto sua parte proporcional da energia secundária.
Assim como a alocação da energia para cobertura de garantia física, a alocação de energia
secundária também é realizada prioritariamente dentro do submercado onde foi gerada.
Se, mesmo após a alocação de energia secundária dentro do próprio submercado da usina, esse empreendimento ainda possuir um saldo a receber do direito à energia secundária, a usina recebe essa parcela do direito nos submercados em que houver disponibilidade para atendimento.
Da mesma forma que no processo de cobertura da garantia física no MRE, a energia alocada de energia secundária permanece contabilmente vinculada ao submercado onde ela foi gerada e também está atrelada a uma compensação financeira valorada à TEO.
165
Como se dá a Compensação dos Custos de Geração no MRE?
Os custos variáveis, associados à operação (exceto combustível) e compensações financeiras pelo uso da água, referentes à produção de energia que é realocada dentro do MRE, são ressarcidos por meio da tarifa de energia de otimização (TEO) associada a cada usina participante do mecanismo.
Esta tarifa, expressa em R$/MWh, é estabelecida pela ANEEL e tem por objetivo compensar
financeiramente os agentes de geração que fornecem energia ao MRE individualmente. Ela é paga pelos agentes proprietários de usinas participantes do MRE que se tornam receptores líquidos de energia elétrica, seja em função da cobertura de garantia física ou relativo à alocação de energia secundária. Essa compensação ocorre dentro do processo de contabilização da CCEE, na forma de um ajuste na pré-liquidação das empresas.
166
Como se dá a exposição no MRE?
A alocação de energia elétrica, para cobertura da garantia física em submercados diferentes
daqueles onde se encontram as usinas participantes do MRE, pode acarretar a chamada “exposição à diferença de preços entre submercados”, em função da diferença entre os PLDs apurados nos diferentes submercados.
A alocação de parte dessa energia, em um submercado valorado a um PLD diverso daquele em que se encontra a usina, pode acarretar em ganho ou prejuízo. Ganho ou “exposição positiva”, no caso do PLD ser maior que o estabelecido para o submercado próprio da usina, e prejuízo ou “exposição negativa”, para o caso contrário, em que o PLD estabelecido no submercado onde a usina recebeu parte de sua garantia física é menor que no seu próprio submercado.
Ressalta-se que a alocação de energia elétricaque possui direito a alívio de exposição, para
cobertura da energia oriunda de submercados diferentes daquele onde está localizada a usina do agente, depende de como será a Sazonalização da usina (seguir o perfil MRE ou realização do processo de sazonalização)
167
Como se dá a exposição para as usinas que seguem o perfil de sazonalização do MRE?
Para as usinas cujo processo de sazonalização segue o perfil médio do MRE, a regra considera o tratamento de verificação do direito da energia alocada em outros submercados de forma global, considerando os montantes classificados como garantia física e energia secundária como sendo um único bloco.
Desta forma, o que limita o montante com direito à alívio é o montante de referência que concede o direito ao alívio, independente se são classificados como alocação de garantia física ou de energia secundária. Todavia, se o montante de referência para tratamento do alívio for inferior à energia total alocada da usina, parte da energia alocada em outros submercados não terá direito ao alívio.
168
Como se dá a exposição para as usinas participantes do MRE que optarem por realizar o processo de sazonalização?
Para as usinas que optarem em realizar o processo de sazonalização da garantia física para fins do MRE, o montante com direito a alívio é o total de garantia física alocada em outro submercado, sendo que esse direito a alívio não se estende as alocações de energia secundária.
169
Quais as etapas para o cálculo da energia secundária?
1. A Garantia Física do MRE, definida por período de comercialização, constitui a referência para determinar a existência de Energia Secundária no período apurado. Tal variável corresponde à garantia física integralizada de todas as usinas participantes do MRE.
2. O Ajuste do MRE representa a relação entre a Geração Total Agregada e a Garantia Física, ambas referentes ao MRE. Calculado por período de comercialização “j”, o Ajuste do MRE sinaliza a existência de Energia Secundária no período em que é apurado, caso o valor seja superior a um. Do contrário, essa relação resulta no fator de ajuste que deve ser aplicado à garantia física das usinas do MRE para possibilitar a cobertura de geração desses empreendimentos.
3. A existência de Energia Secundária do MRE em um período de comercialização é comprovada quando o valor do Ajuste do MRE no período é superior a um. Seu valor equivale à diferença entre a Geração Total Agregada e a Garantia Física do MRE, no período de comercialização.
4. Nos períodos em que não há energia secundária, identificados quando o Ajuste do MRE é inferior ou igual a um, a garantia física das usinas do MRE sofre um novo ajuste para permitir a completa cobertura da garantia física pela geração disponível para o grupo de
usinas integrantes do MRE.
170
Como se calcula A Garantia Física do MRE?
A Garantia Física do MRE, definida por período de comercialização, constitui a referência para determinar a existência de Energia Secundária no período apurado. Tal variável corresponde à garantia física integralizada de todas as usinas participantes do MRE, conforme expressão a seguir:
GFIS_MREj =∑(p∈PMRE):GFIS_2p,j
Onde:
GFIS_MREj é a Garantia Física do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_2p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada pelo Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
171
O que é e como se calcula o Ajuste do MRE?
O Ajuste do MRE representa a relação entre a Geração Total Agregada e a Garantia Física, ambas referentes ao MRE. Calculado por período de comercialização “j”, o Ajuste do MRE sinaliza a existência de Energia Secundária no período em que é apurado, caso o valor seja superior a um. Do contrário, essa relação resulta no fator de ajuste que deve ser aplicado à garantia física das usinas do MRE para possibilitar a cobertura de geração desses empreendimentos. O Ajuste do MRE é dado pela expressão:
AJUSTE_MREj =GMREj/GFIS_MREj
Onde:
AJUSTE_MREj é o Ajuste do MRE no período de comercialização “j”
GMREj é a Geração Total das Usinas Participantes do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_MREj é a Garantia Física do MRE no período de comercialização “j”
172
Como se comprova a existência de energia sevundária do MRE e como se dá o cálculo do valor?
A existência de Energia Secundária do MRE em um período de comercialização é comprovada quando o valor do Ajuste do MRE no período é superior a um. Seu valor equivale à diferença entre a Geração Total Agregada e a Garantia Física do MRE, no período
de comercialização. Portanto:
Se:
AJUSTE_MREj > 1
Então
SEC_MREj=GMREj -GFIS_MREj
Onde:
AJUSTE_MREj é o Ajuste do MRE no período de comercialização “j”
SEC_MREjé a Energia Secundária do MRE no período de comercialização “j”
GMREj é a Geração Total das Usinas Participantes do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_MREj é a Garantia Física do MRE no período de comercialização “j”
173
Como é o calculo da garantia física nos períodos de comercialização nos quais há Energia Secundária?
Para os períodos de comercialização nos quais há Energia Secundária, a Garantia Física Ajustada para as usinas participantes do MRE não sofre novo ajuste em função do mecanismo. Portanto:
Se:
AJUSTE_MREj > 1
Então:
GFIS_3p,j=GFIS_2p,j
∀ p ∈ PMRE
Onde:
AJUSTE_MREjé o Ajuste do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_3p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada para o MRE por parcela de usina “p”, no período de
comercialização “j”
GFIS_2p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada pelo Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”,
participante do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
174
Como é definido o valor do Direito à Energia Secundária de cada usina participante do MRE ?
O Direito à Energia Secundária de cada usina participante do MRE é estabelecido para períodos em que há energia secundária para alocação. O valor de tal direito é definido na proporção da garantia física da usina, ajustada para o MRE, em relação à garantia física
do MRE, conforme apresentado na expressão:
Se:
AJUSTE_MREj>1
Então
DSEC_Pp,j =SEC_MREj*(GFIS_3p,j /GFIS_MREj )
∀ p ∈ PMRE
Onde:
AJUSTE_MREj é o Ajuste do MRE no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p”, participante do MRE , no período de comercialização “j”
SEC_MREj é a Energia Secundária do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_MREj é a Garantia Física do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_3p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada para o MRE por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p,” participantes do MRE
175
Como é o ajuste da garantia física nos períodos em que não há energia secundária, ou seja, quando o Ajuste do MRE é
inferior ou igual a um?
Nos períodos em que não há energia secundária, identificados quando o Ajuste do MRE é inferior ou igual a um, a garantia física das usinas do MRE sofre um novo ajuste para permitir a completa cobertura da garantia física pela geração disponível para o grupo de
usinas integrantes do MRE. O ajuste da garantia física é realizado por meio das seguintes expressões:
Se
AJUSTE_MREj <=1
Então
GFIS_3p,j =GFIS_2p,j *AJUSTE_MREj
∀ p ∈ PMRE
Onde:
AJUSTE_MREj é o Ajuste do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_2p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada pelo Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_3p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada para o MRE por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
176
Como é o ajuste da garantia física nos períodos em que o Ajuste do MRE é menor ou igual a um não há energia secundária disponível no
sistema para alocação e, consequentemente, não existe Direito à Energia Secundária associado às usinas participantes do MRE no período?
Se:
AJUSTE_MREj<=1
Então:
SEC_MREj=0
e
DSEC_Pp,j=0
∀ p ∈ PMRE
Onde:
AJUSTE_MREj é o Ajuste do MRE no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p”, participante do MRE, no período de comercialização “j”
SEC_MREj é a Energia Secundária do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
177
Para que serve o cálculo dos Déficits e Sobras das Usinas do MRE?
Nessa etapa identifica-se em quais períodos de comercialização há sobra ou déficit de geração, comparando-se a geração final de cada usina com seu respectivo valor de garantia física.
A posterior realocação contábil dos valores gerados acima ou abaixo da garantia física visa permitir que todas as usinas participantes do MRE recebam seus níveis de garantia física, independentemente de seus níveis reais de geração.
178
Como se dá a determinação das sobras das usinas do MRE?
A Sobra de Geração de uma Usina participante do MRE é calculada pela diferença positiva entre a geração final de cada empreendimento integrante do mecanismo e a Garantia Física
Modulada Ajustada para o MRE. Esse valor, estabelecido por período de comercialização, é dado pela expressão:
SOBRA_G_MREp,j =max[0; (Gp,j -GFIS_3p,j)]
∀ p ∈ PMRE
Onde:
SOBRA_G_MREp,j é a Sobra de Geração da Usina participante do MRE no período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
GFIS_3p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada para o MRE por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
179
Como se dá a determinação dos déficits das usinas do MRE?
O Déficit de Geração de uma Usina participante do MRE, que representa a necessidade de cobertura, é estabelecido pela diferença positiva entre a Garantia Física Modulada Ajustada para o MRE e a geração final de cada usina que integra o mecanismo. Esse valor,
estabelecido por período de comercialização, é dado pela expressão:
DEFICIT_G_MREp,j=max[0;(GFIS_3p,j-Gp,j)]
∀ p ∈ PMRE
Onde:
DEFICIT_G_MREp,j é o Déficit de Geração da Usina participante do MRE no período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
GFIS_3p,j é a Garantia Física Modulada Ajustada para o MRE por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
180
Para que serve o cálculo das Necessidades de Cobertura de Garantias Físicas por Submercado no MRE?
Após identificar a sobra e déficit de geração de cada usina participante do MRE, faz-se necessário determinar os montantes de sobras e déficits em cada submercado.
Essa informação permitirá definir se o déficit de uma usina será suprido pela realocação contábil de sobra de geração de outra usina localizada no mesmo submercado ou em submercado diferente.
181
Como é calculado o Déficit Total de Geração por Submercado ?
O Déficit Total de Geração por Submercado representa a soma dos déficits de geração apurados para usinas participantes do MRE de um mesmo submercado. O valor é calculado por período de comercialização e dado pela expressão:
DEFICIT_S_MREs,j=∑(p ∈ s): DEFICIT_G_MREp,j
Onde:
DEFICIT_S_MREs,j é o Déficit Total Geração por submercado “s”, no período de comercialização “j”
DEFICIT_G_MREp,j é o Déficit de Geração da Usina participante do MRE no período de comercialização
182
Como é calculada a Sobra Total de Geração por Submercado ?
A Sobra Total de Geração por Submercado representa o agrupamento de toda geração acima da garantia física ajustada pelo MRE das usinas participantes do MRE de um mesmo submercado. O valor é calculado por período de comercialização, dado pela expressão:
SOBRA_S_MREs,j=∑(p ∈ s): SOBRA_G_MREp,j
Onde:
SOBRA_S_MREs,j é a Sobra Total de Geração por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
SOBRA_G_MREp,j é a Sobra de Geração da Usina participante do MRE no período de comercialização “j”
183
O que determina a relação entre déficits e sobras de geração por submercado no MRE?
A relação entre déficits e sobras de geração por submercado, em cada período de comercialização, determina a parcela da garantia física que deve ser coberta, caso haja disponibilidade. Tal relação evidencia a existência, ou não, de Excedente do MRE para eventual cobertura da garantia física deficitária nos demais submercados.
184
O que acontece quando a Sobra Total de Geração em um dado submercado NÂO É suficiente para cobrir o déficit total nesse mesmo submercado no MRE?
Quando a Sobra Total de Geração em um dado submercado não é suficiente para cobrir o déficit total nesse mesmo submercado, o valor da cobertura disponível de garantia física assume o valor das sobras totais das usinas. Nessa condição não se verifica a formação de um excedente para eventual cobertura da garantia física dos demais submercados.
Portanto:
Se
SOBRA_S_MREs,j < DEFICIT_S_MREs,j
Então
COBGFIS_Ss,j = SOBRA_S_MREs,j
e
EXCED_S_MREs,j=0
Onde:
SOBRA_S_MREs,j é a Sobra Total de Geração por Submercado “s”, no período de comercialização “j””
DEFICIT_S_MREs,j é o Déficit Total de Geração por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBGFIS_Ss,j é a Quantidade Disponível para Cobertura de Garantia Física por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
EXCED_S_MREs,j é o Excedente do MRE por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
185
O que acontece quando a Sobra Total de Geração em um dado submercado É suficiente para cobrir o déficit total nesse mesmo submercado no MRE?
Quando a Sobra Total de Geração em um dado submercado é suficiente para cobrir o déficit total nesse mesmo submercado, o valor da cobertura disponível de garantia física assume
o valor do déficit e ainda viabiliza a formação de um Excedente do MRE para atendimento das necessidades apuradas nos demais submercados. Portanto:
Se
SOBRA_S_MREs,j > DEFICIT_S_MREs,j
Então
COBGFIS_Ss,j = DEFICIT_S_MREs,j
e
EXCED_S_MREs,j=max[
0;
(SOBRA_S_MREs,j - DEFICIT_S_MREs, - ∑(p ∈ s):DSEC_Pp,j)
]
Onde:
SOBRA_S_MREs,j é a Sobra Total de Geração por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
DEFICIT_S_MREs,j é o Déficit Total de Geração por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p”, participante do MRE, no período de comercialização “j"
COBGFIS_Ss,j é a Quantidade Disponível para Cobertura de Garantia Física por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
EXCED_S_MREs,j é o Excedente do MRE por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
186
O que é e como se calcula o Excedente Total do MRE?
Terminada a avaliação em todos os submercados, determina-se o Excedente Total do MRE, que representa o total de eventuais excedentes apurados em todos os submercados, por período de comercialização, apurado por meio da seguinte expressão:
T_EXCED_MREj = ∑(s):EXCED_S_MREs,j
Onde:
T_EXCED_MREj é o Excedente Total do MRE, no período de comercialização “j”
EXCED_S_MREs,j é o Excedente do MRE por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
187
O que determina o cálculo da Cobertura dos Déficits Apurados?
1) O MRE busca permitir que todas as usinas participantes desse mecanismo recebam seus níveis de garantia física independentemente de seus níveis reais de geração de energia, desde que a geração total do MRE não esteja abaixo do total da garantia física do mecanismo.
2) Essa etapa determina qual a quantidade de geração excedente das usinas, que geraram além de suas garantias físicas, será realocada contabilmente para cobrir os déficits daquelas que geraram
abaixo do garantido.
3) Prioritariamente, a garantia física de uma usina deve ser atendida pelo excedente de geração das usinas que pertencem ao mesmo submercado. A parcela de Cobertura da Garantia Física é função do Déficit de Geração das usinas participantes do MRE em relação
ao volume de energia destinado para cobertura da garantia física apurados no mesmo submercado para cada período de comercialização.
188
Como se dá a apuração da Cobertura dos Déficits Se determinada usina não apresenta déficit de geração em relação à sua garantia física?
Se determinada usina não apresenta déficit de geração em relação à sua garantia física, então a sua cobertura da garantia física é nula. Portanto:
Se:
DEFICIT_G_MREp,j =0
Então
COBGFIS_PSp,j=0
∀ p ∈ PMRE
Onde:
DEFICIT_G_MREp,j é o Déficit de Geração da Usina participante do MRE no período de comercialização “j”
COBGFIS_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado para Cobertura de Garantia Física para a parcela de usina “p” em seu submercado, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
189
Como se dá a apuração da Cobertura dos Déficits . Se determinada usina apresenta Déficit de Geração para um determinado período de
comercialização?
Se determinada usina apresenta Déficit de Geração para um determinado período de comercialização, então a Cobertura da Garantia Física da usina é estabelecida com base no Déficit de Geração da Usina, na proporção da Quantidade Disponível para Cobertura de Garantia Física em relação ao Déficit Total de Garantia Física, ambos do submercado da usina. Dessa forma:
Se
DEFICIT_G_MREp,j >0
Então:
COBGFIS_PSp,j=DEFICIT_G_MREp,j*(COBGFIS_Ss,j / DEFICIT_S_MREs,j )
∀ p ∈ PMRE
Onde:
DEFICIT_G_MREp,j é o Déficit de Geração da Usina participante do MRE no período de comercialização “j”
COBGFIS_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado para Cobertura de Garantia Física para a parcela de usina “p” em seu submercado, no período de comercialização “j”
COBGFIS_Ss,j é a Quantidade Disponível para Cobertura de Garantia Física por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
DEFICIT_S_MREs,j é o Déficit Total de Garantia Física por submercado “s”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
“s” refere-se ao submercado onde está localizada a parcela de usina “p”
190
Como se calcula a Cobertura dos Déficit no MRE caso o Déficit Total de Geração no submercado da usina for igual à cobertura disponível de garantia física em determinado período de comercialização?
Caso, para um determinado período de comercialização, o Déficit de Geração de uma usina não seja integralmente suprido pela garantia física disponível no submercado onde o empreendimento se localiza, então o déficit remanescente poderá ser complementado pela geração excedente proveniente de outro submercado.
Se o Déficit Total de Geração no submercado da usina for igual à cobertura disponível de garantia física em determinado período de comercialização, então a cobertura de garantia física da usina realizada em um submercado diverso daquele onde se localiza o
empreendimento é zero, ou seja, não há necessidade de complementação externa.
Portanto:
Se
COBGFIS_Ss,j = DEFICIT_S_MREs,j
Então
COBGFIS_Pp,s,j = 0
p ∈ s
p não pertencente a s*
∀ p ∈ PMRE
Onde:
COBGFIS_Ss,j é a Quantidade Disponível para Cobertura de Garantia Física por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
DEFICIT_S_MREs,j é o Déficit Total de Geração por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBGFIS_Pp,s,j é a Quantidade Alocada de Outros Submercados para Cobertura de Garantia Física para a parcela de usina “p”, e por submercado “s”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
“s*” representa o submercado de origem da energia, neste caso, onde a parcela de usina “p” não está localizada.
“s” refere-se ao submercado onde está localizada a parcela de usina “p”
191
Como se calcula a cCobertura dos Déficit do MRE quando Caso o Déficit Total de Geração no submercado da usina for superior à cobertura disponível de garantia física em determinado período de comercialização?
Caso o Déficit Total de Geração no submercado da usina for superior à cobertura disponível de garantia física em determinado período de comercialização, há necessidade de complementação externa da cobertura de garantia física da usina. Tal cobertura é efetuada
contabilmente em um submercado diverso daquele onde se localiza o empreendimento, conforme as expressões a seguir:
Se:
COBGFIS_Ss,j < DEFICIT_S_MREs,j
Então
COBGFIS_Pp,s,j=(DEFICIT_G_MREp,j-COBGFIS_PSp,j)*(EXCED_S_MREs,j /T_EXCED_MREj )
Onde:
COBGFIS_Ss,j é a Quantidade Disponível para Cobertura de Garantia Física por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
DEFICIT_S_MREs,j é o Déficit Total de Geração por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBGFIS_Pp,s,j é a Quantidade Alocada de Outros Submercados para Cobertura de Garantia Física para a parcela de usina “p”, por submercado “s”, no período de comercialização “j”
DEFICIT_G_MREp,j é o Déficit de Geração da Usina participante do MRE no período de comercialização “j”
COBGFIS_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado para Cobertura de Garantia Física para a parcela de usina “p”, em seu submercado, no período de comercialização “j”
T_EXCED_MREj é o Excedente Total do MRE, no período de comercialização “j”
EXCED_S_MREs,j é o Excedente do MRE por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
“s*” representa o submercado de origem da energia, neste caso, onde a parcela de usina “p” não está localizada.
“s” refere-se ao submercado onde está localizada a parcela de usina “p”
192
O que pode acarretar a alocação de garantia física em outros submercados no MRE?
A alocação de garantia física em outros submercados pode acarretar exposição aos agentes, devido a diferença de preços entre os submercados. Esta alocação de energia elétrica, que possui direito a alívio de exposição, depende de como será a Sazonalização da usina, conforme o módulo tratamento das exposições.
193
Para que serve o cálculo de atendimento do direito à energia secundária?
A Energia Secundária corresponde à geração de energia acima da garantia física total do MRE.
O presente submódulo determina a componente da Energia Secundária disponível em cada submercado e para cada usina participante do MRE, tanto no submercado onde cada empreendimento está localizado como nos demais submercados.
194
Como é calculada a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária para atendimento do Direito à Energia Secundária?
A Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária é determinada por submercado e período de comercialização. Esse componente do MRE é estabelecido a partir das Sobras
Totais de Geração apuradas em cada submercado descontadas as energias utilizadas para cobertura das garantias físicas das usinas deficitárias, dado pela seguinte expressão:
SOBRASECs,j=max[
0;
(SOBRA_S_MREs,j-COBGFIS_Ss,j-∑(p):COBGFIS_Pp,s,j )
]
Onde:
SOBRASECs,j é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado “s”, no período de comercialização “j”
SOBRA_S_MREs,j é a Sobra Total de Garantia Física por submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBGFIS_Ss,j é a Quantidade Disponível para Cobertura de Garantia Física por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBGFIS_Pp,s,j é a Quantidade Alocada de Outros Submercados para Cobertura de Garantia Física para a parcela de usina “p”, e por submercado “s”, no período de comercialização “j””
195
Como é calculado o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado para atendimento do Direito à Energia Secundária?
O Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado é calculado pela soma de todos os Direitos à Energia Secundária particulares das usinas desse submercado. Esse cálculo se faz necessário porque, do mesmo modo que no processo de alocação de energia para cobertura da garantia física, a alocação da Energia Secundária ocorre prioritariamente no submercado próprio de cada usina, dado pela seguinte expressão:
DSEC_Ss,j = ∑(p ∈ s): DSEC_Pp,j
∀ p ∈ PMRE
Onde:
DSEC_Ss,j é o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p” participante do MRE, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
196
Como se dá o cálculo do Excedente de Energia Secundária para complementação externa do submercado para atendimento do Direito à Energia Secundária, Caso a sobra disponível seja superior ao Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado?
O cálculo do Excedente de Energia Secundária para complementação externa do submercado é função da existência de sobras de Energia Secundária além do Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado.
Caso a sobra disponível seja superior ao Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado, então a diferença desses dois valores corresponde ao Excedente de Energia Secundária disponível. Dessa forma:
Se:
SOBRASECs,j > DSEC_Ss,j
Então
EXCED_SECs,j =SOBRASECs,j -DSEC_Ss,j
Onde:
SOBRASECs,j é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_Ss,j é o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
EXCED_SECs,j é a Excedente de Energia Secundária do submercado “s”, no período de comercialização “j”
197
Como se dá o cálculo do Excedente de Energia Secundária para complementação externa do submercado para atendimento do Direito à Energia Secundária, . Caso a sobra disponível seja inferior ou igual ao Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado?
O cálculo do Excedente de Energia Secundária para complementação externa do submercado é função da existência de sobras de Energia Secundária além do Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado.
Caso a sobra disponível seja inferior ou igual ao Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado, então não há Excedente de Energia Secundária para o período de comercialização correspondente. Dessa forma:
Se
SOBRASECs,j<=DSEC_Ss,j
Então
EXCED_SECs,j = 0
Onde:
SOBRASECs,j é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_Ss,j é o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
EXCED_SECs,j é a Excedente de Energia Secundária do submercado “s”, no período de comercialização “j”
198
Como se dá o cálculo do O Excedente Total de Energia Secundária representa o total de eventuais excedentes de Energia Secundária apurados em todos os submercados para atendimento do Direito à Energia Secundária?
O Excedente Total de Energia Secundária representa o total de eventuais excedentes de Energia Secundária apurados em todos os submercados, por período de comercialização, determinado por meio da seguinte expressão:
T_EXCED_SECj =∑(s):EXCED_SECs,j
Onde:
T_EXCED_SECj é a Excedente Total de Energia Secundária no período de comercialização “j”
EXCED_SECs,j é a Excedente de Energia Secundária do submercado “s”, no período de comercialização “j”
199
Como se dá o cálculo da Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária caso a sobra disponível no submercado onde a usina está localizada seja igual ou superior ao direito à energia secundária naquele mesmo submercado para atendimento do Direito à Energia Secundária?
A Quantidade Disponível de Energia Secundária por Submercado é função da existência de energia disponível para atendimento desse direito para o período de comercialização correspondente, sendo que o Direito à Energia Secundária de uma usina deve ser, prioritariamente, atendido pelo excedente de geração proveniente do submercado onde a usina se localiza.
. Caso a sobra disponível no submercado onde a usina está localizada seja igual ou superior ao direito à energia secundária naquele mesmo submercado, então toda a cobertura disponível de energia secundária da usina será atendida pela disponibilidade
daquele submercado. Nesse caso, haverá sobra disponível para eventual cobertura em outros submercados, expresso pelo seguinte:
Se
SOBRASECs,j >= DSEC_Ss,j
Então:
COBSEC_PSp,j = DSEC_Pp,j
p ∈ s
∀ p ∈ PMRE
Onde:
SOBRASECs,j é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_Ss,j é o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBSEC_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária para a parcela de usina “p”, em seu submercado, no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p” participante do MRE, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
200
Como calculada a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária, Caso a sobra disponível no submercado onde a usina está localizada não seja suficiente para atender integralmente o Direito à Energia Secundária da usina?
Caso a sobra disponível no submercado onde a usina está localizada seja igual ou superior ao direito à energia secundária naquele mesmo submercado, então toda a cobertura disponível de energia secundária da usina será atendida pela disponibilidade daquele
submercado. Nesse caso, haverá sobra disponível para eventual cobertura em outros submercados, expresso pelo seguinte:
Se
SOBRASECs,j >=DSEC_Ss,j
Então
COBSEC_PSp,j=DSEC_Ss,j
p ∈ s
∀ p ∈ PMRE
Onde:
SOBRASECs,j é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_Ss,j é o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBSEC_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária para a parcela de usina “p”, em seu submercado, no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p” participante do MRE, no período de comercialização “j”[
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
201
Como calcular a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária Caso a sobra disponível no submercado onde a usina está localizada não seja suficiente para atender integralmente o Direito à Energia Secundária da usina?
Caso a sobra disponível no submercado onde a usina está localizada não seja suficiente para atender integralmente o Direito à Energia Secundária da usina, então a parcela para cobertura da energia secundária proveniente do próprio submercado será função das sobras de Energia Secundária daquele submercado na proporção do Direito à Energia Secundária da usina em relação ao Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado. Portanto:
Se
SOBRASECs,j < DSEC_Ss,j
Então:
COBSEC_PSp,j=
Onde:
SOBRASECs,j é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado “s”, no período
de comercialização “j””
DSEC_Ss,j é o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado “s”, no período de
comercialização “j””
COBSEC_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária para a parcela de
usina “p” em seu submercado, no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p” participante do MRE, no período de
comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
202
Como se dá o cálculo da Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária Caso a sobra disponível no submercado onde a usina está localizada não seja suficiente para atender integralmente o Direito à Energia Secundária da usina?
Caso a sobra disponível no submercado onde a usina está localizada não seja suficiente
para atender integralmente o Direito à Energia Secundária da usina, então a parcela para
cobertura da energia secundária proveniente do próprio submercado será função das
sobras de Energia Secundária daquele submercado na proporção do Direito à Energia
Secundária da usina em relação ao Direito à Energia Secundária Integralizado por
Submercado. Portanto:
Se
SOBRASECs,j < DSEC_Ss,j
Então
COBSEC_PSp,j = SOBRASECs,j*(DSEC_Pp,j/DSEC_Ss,j)
p ∈ s
∀ p ∈ PMRE
Onde:
SOBRASECs,j é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado “s”, no período de comercialização “j””
DSEC_Ss,j é o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado “s”, no período de
comercialização “j””
COBSEC_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária para a parcela de usina “p” em seu submercado, no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p” participante do MRE, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
Nesse caso, a cobertura da usina é complementada pela Quantidade Disponível de Energia
Secundária em outros submercados, distintos do seu próprio. Esses valores são determinados em função dos eventuais excedentes de Energia Secundária apurados nos
demais submercados, de modo proporcional ao período de comercialização correspondente, dado pela seguinte expressão:
Se
SOBRASECs,j < DSEC_Ss,j
Então
COBSEC_PSp,j = (DSEC_Pp,j - COBSEC_PSp,j)* (EXCED_SECs,j / T_EXCED_SECj)
p ∈ s
p não pertencente à s*
∀ p ∈ PMRE
Onde:
SOBRASECs,j é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_Pp,j é o Direito à Energia Secundária, por parcela de usina “p” participante do MRE, no período de comercialização “j”
COBSEC_Pp,s,j é a Quantidade Alocada de Outros Submercados de Energia Secundária para a parcela de usina “p”, por submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBSEC_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária para a parcela de usina “p”, em seu submercado, no período de comercialização “j”
EXCED_SECs,j é a Excedente de Energia Secundária do submercado “s”, no período de comercialização “j”
T_EXCED_SECj é a Excedente Total de Energia Secundária do submercado “s”, no período de
comercialização “j” “PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
“s*” representa o submercado de origem da energia, neste caso, onde a parcela de usina “p” não está localizada
Dependendo da forma como a agente proprietário da usina opta por fazer sua declaração
de Sazonalização a alocação de Energia Secundária oriunda de submercados diferentes
daquele onde está localizada a usina do agente pode ter direito ao alívio de exposição,
conforme o módulo Tratamento de Exposições.
203
Qual o objetivo da Determinação dos Ajustes Totais do MRE?
O fluxo de energia do MRE totaliza a energia ajustada de cada usina em função do mecanismo, considerando a eventual cobertura da garantia física e o atendimento ao Direito à Energia Secundária de cada empreendimento.
204
Como é calculado o Fluxo de Energia do MRE no Submercado de cada usina é determinado pelo resultado das alocações efetuadas pelo MRE em cada submercado?
FLUXO_MRE_Sp,s,j = FLUXO_PSp,s,j + FLUXO_Pp,s,j
Onde:
FLUXO_MRE_Sp,s,j é o Fluxo de Energia do MRE no Submercado para a parcela de usina “p”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”
FLUXO_PSp,s,j é o Fluxo de Energia Realizado no Próprio Submercado para a parcela de usina “p”, em seu submercado “s”, no período de comercialização “j”
FLUXO_Pp,s,j é o Fluxo de Energia Realizado em outros Submercados para a parcela de usina “p”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
205
Como é calculado o Fluxo de Energia no Próprio Submercado, que serve para calcular o Fluxo de Energia do MRE no Submercado?
O Fluxo de Energia realizado no Próprio Submercado de cada empreendimento integrante
do MRE corresponde à diferença entre energia alocada para a usina, seja para cobertura
de sua garantia física ou em função de seu direito sobre parte da energia secundária,
(ambos referentes ao submercado onde está localizada a usina) e a sobra de sua geração
transferida ao MRE, conforme estabelece a expressão:
FLUXO_PSp,s,j=COBGFIS_PSp,j+COBSEC_PSp,j -SOBRA_G_MREp,j
p ∈ s
∀ p ∈ PMRE
Onde:
FLUXO_PSp,s,j é o Fluxo de Energia no Próprio Submercado para a parcela de usina “p”, em seu submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBGFIS_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado para Cobertura de Garantia Física para a parcela de usina “p”, em seu submercado, no período de comercialização “j”
COBSEC_PSp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária para a parcela de usina “p”, em seu submercado, no período de comercialização “j”
SOBRA_G_MREp,j é a Sobra de Geração da Usina participante do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
206
Como é calculado o Fluxo de Energia de outroso Submercados, que serve para calcular o Fluxo de Energia do MRE no Submercado?
O Fluxo de Energia em Outros Submercados é determinado para cada empreendimento
integrante do MRE, com base nas alocações realizadas pelo MRE nos submercados em que
o empreendimento não está localizado, ou seja, corresponde à soma da energia alocada
de outros submercados para cobertura de sua garantia física e a energia alocada de outros
submercados para atendimento ao seu direito à Energia Secundária, conforme expressão
abaixo:
FLUXO_Pp,s,j =COBGFIS_Pp,s,j+COBSEC_Pp,s,j
p não pertencente a s
∀ p ∈ PMRE
Onde:
FLUXO_Pp,s,j é o Fluxo de Energia em Outros Submercados para a parcela de usina “p”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBGFIS_Pp,s,j é a Quantidade Alocada de Outros Submercados para Cobertura de Garantia Física para a parcela de usina “p”, por submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBSEC_Pp,s,j é a Quantidade Alocada de Outros Submercados de Energia Secundária para a parcela de usina “p”, por submercado “s”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
207
Como é calculado a Consolidação do Resultado do MRE?
A Consolidação do Resultado do MRE é determinada, por submercado, para cada agente,
pela soma dos resultados de suas usinas em cada submercado, dada pela expressão:
MREa,s,j= ∑(p ∈ a):FLUXO_MRE_Sp,s,j
Onde:
MREa,s,j é a Consolidação do Resultado do MRE por perfil de agente “a” no submercado “s” para o período de comercialização “j”
FLUXO_MRE_Sp,s,j é o Fluxo de Energia do MRE no Submercado para a parcela de usina “p” no submercado “s”, no período de comercialização “j”
208
Como é calculado o Fluxo de Energia no MRE de cada empreendimento?
O Fluxo de Energia no MRE de cada empreendimento corresponde à soma dos resultados
da usina em cada um dos submercados. O valor do fluxo de cada usina é determinado por
período de comercialização “j”, conforme indica a seguinte expressão:
FLUXO_MREp,j=∑(s):FLUXO_MRE_Sp,s,j
∀ p ∈ PMRE
Onde:
FLUXO_MREp,j é o Fluxo de Energia no MRE por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
FLUXO_MRE_Sp,s,j é o Fluxo de Energia do MRE no Submercado para a parcela de usina “p”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
209
Qual o objetivo da compensação do MRE?
O MRE se propõe a compartilhar os riscos hidrológicos associados à otimização eletroenergética do SIN, por meio do qual uma usina que apresenta uma sobra de geração aloca, contabilmente, parte de sua produção de energia para cobrir eventual déficit de geração de uma usina que não conseguiu atingir o valor de sua garantia física.
A compensação de geração no MRE, calculada nessa última etapa do presente módulo, visa definir o ressarcimento do custo da geração de uma usina que teve que dispor de parte de sua produção para atender a parcela da garantia física ou Direito à Energia Secundária das demais usinas participantes do MRE, bem como definir o custo das usinas devedoras ao MRE.
210
Como é calculada a entrega e o recebimento de energia no MRE?
ENTREGA_MREp,j=max(0, -FLUXO_MREp,j )
e
RECEBIDA_MREp,j =max(0, -FLUXO_MREp,j )
∀ p ∈ PMRE
Onde:
ENTREGA_MREp,j é a Energia Entregue ao MRE da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
RECEBIDA_MREp,j é a Energia Recebida do MRE da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
FLUXO_MREp,j é o Fluxo de Energia no MRE por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
211
Como é calculado o recebimento financeiro no MRE, ou seja, sobra de geração da usina que foi alocada às usinas com déficits de geração?
Como a energia entregue ao MRE representa a sobra de geração da usina que foi alocada
às usinas com déficits de geração, o Recebimento do MRE é o montante financeiro
determinado pela aplicação da Tarifa de Energia de Otimização (TEO), da usina, na energia
entregue ao MRE, a título de compensação pela energia alocada em função da participação
no MRE, conforme expressão a seguir ou recebimentos pecuniários:
RECEBIMENTO_MREp,j = ENTREGA_MREp,j * TEOp,m
∀ p ∈ PMRE
Onde:
RECEBIMENTO_MREp,j é o Recebimento do MRE da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
ENTREGA_MREp,j é a Energia Entregue ao MRE da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
TEOp,m Tarifa de Energia de Otimização da parcela de usina “p”, utilizada para valorar os custos da energia trocada no MRE, no mês de apuração “m”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
212
Como é calculado o Total de Pagamento ao MRE, ou seja, o quanto as usinas que receberam energia do MRE têm que pagar às usinas que entregaram energia ao MRE?
O cálculo do Total de Pagamento ao MRE totaliza o quanto as usinas que receberam energia
do MRE têm que pagar às usinas que entregaram energia ao MRE, por período de comercialização, para esse valor ser rateado entre as usinas participantes do MRE com
déficits de geração. Dessa forma o Total de Pagamento ao MRE é dado pela seguinte
expressão:
TOT_PAG_MREj=∑(p ∈ PMRE):RECEBIMENTO_MREp,j
∀ p ∈ PMRE
Onde:
TOT_PAG_MREj é o Total de Pagamento ao MRE no período de comercialização “j”
RECEBIMENTO_MREp,j é o Recebimento do MRE da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
213
Como é calculado o Pagamento, de cada usina, pela energia alocada no MRE?
O Pagamento do MRE representa o pagamento, de cada usina, pela energia alocada em
função da participação no MRE, por período de comercialização. O Pagamento do MRE é
determinado pelo rateio do Total de Pagamento ao MRE entre as usinas que apresentaram
déficit de geração, conforme a seguinte expressão:
PAGAMENTO_MREp,j = TOT_PAG_MREj*(RECEBIDA_MREp,j/(∑(p ∈ PMRE):RECEBIDA_MREp,j ))
Onde:
PAGAMENTO_MREp,j é o Pagamento do MRE para a parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
TOT_PAG_MREj é o Total de Pagamento ao MRE, no período de comercialização “j”
RECEBIDA_MREp,j é a Energia Recebida do MRE da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
214
Como é o cálculo da Consolidação do MRE?
A Consolidação do MRE determina o quanto cada usina tem a pagar ou a receber do MRE,
no mês de apuração, conforme a seguinte expressão:
CONSOLIDAÇÃO_MREp,m= ∑(j ∈ m):(RECEBIMENTO_MREp,j - PAGAMENTO_MREp,j)
∀ p ∈ PMRE
Onde:
CONSOLIDAÇÃO_MREp,m é a Consolidação do MRE da parcela de usina “p”, por mês de apuração “m”
PAGAMENTO_MREp,j é o Pagamento do MRE para a parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
RECEBIMENTO_MREp,j é o Recebimento do MRE da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
A Compensação do MRE agrupa, por agente, o resultado de todas as suas usinas
participantes do MRE, no mês de apuração, conforme a seguinte expressão:
COMPENSAÇÃO_MREa,m=∑(p ∈ a):CONSOLIDAÇÃO_MREp,m
∀ p ∈ PMRE
Onde:
COMPENSAÇÃO_MREa,m é a Compensação do MRE do perfil de agente “a”, por mês de apuração “m”
CONSOLIDAÇÃO_MREp,m é a Consolidação do MRE da parcela de usina “p”, por mês de apuração “m”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
215
O que é Mecanismo de Redução de Garantia Física (MRGF)?
O Mecanismo de Redução de Garantia Física - MRGF verifica se a usina participante do MRE, com modalidade de despacho tipo I, cumpriu ou não os requisitos de disponibilidade estabelecidos. Essa verificação é efetuada por meio do cálculo de um fator equivalente à razão entre os índices verificados e os índices de referência, conforme definido no ANEXO I (Cálculo do Fator de Disponibilidade) do módulo “Medição Contábil”. Ou seja, um valor inferior a 1 para esse fator significa que a usina não cumpriu os requisitos de disponibilidade, e que sua garantia física será ajustada para refletir esse descumprimento.
O Mecanismo de Redução de Garantia Física (MRGF) é aplicado sobre a Garantia Física Modulada Ajustada em Função das Perdas da Rede Básica conforme o Fator de Disponibilidade estabelecido para o empreendimento, visando o cálculo do MRE.
216
Quais são as etapas do processo de Repasse do Risco Hidrológico do ACR?
Garantia Física Modulada de Repasse do Risco Hidrológico: esta etapa calcula o valor da garantia física modulada e referenciada ao centro de gravidade que será utilizado na determinação do valor de risco hidrológico a ser repassado aos agentes de distribuição.
Garantia Física Ajustada e de Repasse do Risco Hidrológico: esta etapa determina o valor da garantia física ajustada a partir de avaliação da performance de geração das usinas do MRE para fins de determinação do valor de repasse do risco hidrológico.
Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico: esta etapa determina o valor da eventual energia secundária existente no sistema e que será considerada no cálculo do valor de repasse do risco hidrológico.
Valor de Repasse do Risco Hidrológico: esta etapa determina o valor financeiro de cada usina do MRE que optou pelo repasse do risco hidrológico no ACR e que será repassado aos agentes de distribuição.
217
Como é determinado a Garantia Física Horária do MRE de Repasse do Risco Hidrológico?
MGFIS_H_RRHp,j = GFp * SPDm * F_COM_GFp,j
MGFIS_B_RRHp,b,m= ∑ (j ∈ CJPB): MGFIS_H_RRHp,j * F_PDI_GFp,f-1
GFIS_1_RRHp,j = MGFIS_B_RHp,b,m * F_MRE_Pp,j
GFIS_2_RRHp,j =(GFIS_1_RRHp,j * UXP_GLFp,j * F_DISPp,m)
∀ p ∈ PMRE
Onde:
MGFIS_H_RRHp,j é a Garantia Física Horária do MRE de Repasse do Risco Hidrológico da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFp é Garantia Física definida em ato regulatório da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
“SPDm” duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
F_COM_GFp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
MGFIS_B_RRHp,b,m é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico de um Bloco de períodos de comercialização proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no bloco “b”, limitado ao intervalo de contabilização no mês de apuração “m”
F_PDI_GFp,f-1 é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração anterior “f-1”
“CJPB” corresponde ao conjunto de períodos de comercialização “j” até e a partir da entrada em operação comercial ou em suspensão de unidades geradoras, ou da revisão da garantia física da parcela da usina, ou da entrada no MRE da parcela de usina “p”, no bloco de períodos de comercialização “b” limitada ao intervalo de contabilização no mês de apuração “m”
MGFIS_B_RHp,b,m é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico de um Bloco de períodos de comercialização proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da parcela de usina “p”, no bloco ”b”, limitado ao intervalo de contabilização no mês de apuração “m”
F_MRE_Pp,j é o Fator Ponderado de Modulação do MRE para a parcela de usina “p”, no período de comercialização ”j” “PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
GFIS_2_RRHp,j é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico Modulada e Ajustada da parcela de usina “p”, participante do MRE, no período de comercialização “j”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, no período de comercialização “j”
F_DISPp,m é o Fator de Disponibilidade da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
218
Como se dá o processo de cálculo relativo ao ajuste da garantia física para fins de repasse do risco hidrológico?
GFIS_RRHj = ∑ (p ∈ PMRE): GFIS_2_RRHp,j
Onde:
GFIS_RRHj é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
GFIS_2_RRHp,j é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico Modulada e Ajustada da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
* O Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico representa a relação entre a Geração Total Agregada e a Garantia Física para fins de Repasse do Risco Hidrológico, ambas referentes ao MRE. Sendo calculado no período de comercialização, o Ajuste do MRE para
Repasse do Risco Hidrológico sinaliza a existência de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico no período em que é apurado, caso o valor seja superior a um. Do contrário, essa relação resulta no fator de ajuste que deve ser aplicado à garantia física
das usinas do MRE para possibilitar a cobertura de geração desses empreendimentos. O Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico é dado pela expressão:
AJUSTE_MRE_RRHj = GMREj / GFIS_RRHj
Onde:
AJUSTE_MRE_RRHj é o Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
GMREj é a Geração Total das Usinas Participantes do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_RRHj é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
A aplicação do Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico permite adequar o valor de garantia física do MRE ao total de geração das usinas do MRE. Portanto:
Se:
AJUSTE_MRE_RRHj > 1
Então:
GFIS_3_RRHp,j = GFIS_2_RRHp,j
∀ p ∈ PMRE
Caso contrário:
GFIS_3_RRHp, = GFIS_2_RRHp,j * AJUSTE_MRE_RRHj
∀ p ∈ PMRE
Onde:
AJUSTE_MRE_RRHj é o Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
GFIS_3_RRHp,j é a Garantia Física Modulada Ajustada de Repasse do Risco Hidrológico da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_2_RRHp,j é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico Modulada e Ajustada da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j” “PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
219
Como se dá o cáclulo da Energia Secundária para fins de Repasse do Risco Hidrológico?
A existência de Energia Secundária para Repasse do Risco Hidrológico em um período de comercialização é comprovada quando o valor do Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico no período é superior a um. Seu valor equivale à diferença entre a Geração Total Agregada do MRE e a Garantia Física para fins de Repasse do Risco Hidrológico, em um mesmo período de comercialização. Portanto:
Se:
AJUSTE_MRE_RRHj >1
Então:
SEC_RRHj = GMREj - GFIS_RRHj
Caso Contrário
SEC_RRHj =0
Onde:
AJUSTE_MRE_RRHj é o Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
SEC_RRHj é a Energia Secundária para fins de Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
GMREj é a Geração Total das Usinas Participantes do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_RRHj é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
220
Como se dá o cálculo do Direito à Energia Secundária para Repasse do Risco Hidrológico,?
O Direito à Energia Secundária para Repasse do Risco Hidrológico de cada usina participante do MRE é estabelecido para períodos em que há energia secundária para alocação. O valor de tal direito é definido na proporção da garantia física de repasse do risco hidrológico da usina em relação à garantia física de repasse do risco hidrológico do sistema, conforme apresentado na expressão:
Se:
AJUSTE_MRE_RRHj>1
Então
DSEC_P_RRHp,j = SEC_RRHj * (GFIS_3_RRHp,j/GFIS_RRHj )
∀ p ∈ PMRE
Casol Contrário
DSEC_P_RRHp,j = 0
∀ p ∈ PMRE
Onde:
AJUSTE_MRE_RRHj é o Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
DSEC_P_RRHp,j é o Direito à Energia Secundária para Repasse do Risco Hidrológico, por parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
SEC_RRHj é a Energia Secundária para fins de Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
GFIS_3_RRHp,j é a Garantia Física Modulada Ajustada de Repasse do Risco Hidrológico da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
GFIS_RRHj é a Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j” “PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
221
O que é a Sobra de Geração do MRE para Repasse do Risco Hidrológico em um Submercado ?
A Sobra de Geração do MRE para Repasse do Risco Hidrológico em um Submercado corresponde ao excesso de geração das usinas do MRE em relação à garantia física ajustada de repasse do risco hidrológico. Portanto:
SOBRA_MRE_S_RRHs,j = max [0; ((⅀ (p ϵ s): Gp,j) - (⅀ (p ϵ s): GFIS_3_RRHp,j) )]
∀ p ∈ PMRE
Onde:
SOBRA_MRE_S_RRHs,j é a Sobra de Geração do MRE de Repasse do Risco Hidrológico em um Submercado calculado para o submercado “s”, no período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFIS_3_RRHp,j é a Garantia Física Modulada Ajustada de Repasse do Risco Hidrológico da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
222
O que é Déficit de Geração do MRE para Repasse do Risco Hidrológico em um Submercado?
O Déficit de Geração do MRE para Repasse do Risco Hidrológico em um Submercado corresponde ao excesso de garantia física ajustada de repasse do risco hidrológico em relação à geração das usinas do MRE. Portanto:
DEFICIT_MRE_S_RRHs,j = max [0; (⅀ (p ϵ s): GFIS_3_RRHp,j - (⅀ (p ϵ s):Gp,j ) )]
∀ p ∈ PMRE
Onde:
DEFICIT_MRE_S_RRHs,j é o Déficit de Geração do MRE de Repasse do Risco Hidrológico em um Submercado calculado para o submercado “s”, no período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFIS_3_RRHp,j é a Garantia Física Modulada Ajustada de Repasse do Risco Hidrológico da parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
223
Como se dá o cálculo da Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico ?
A Contribuição de cada Submercado no Atendimento da Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para o Sistema corresponde à parcela excedente de geração das usinas do MRE do submercado que é destinada ao atendimento da energia secundária do Sistema. Portanto:
Se:
AJUSTE_MRE_RRHj>1
Então
SEC_S_RRHs,j = SOBRA_MRE_S_RRHs,j * (1-(⅀(s):DEFICIT_MRE_S_RRHs,j / ⅀(s): SOBRA_MRE_S_RRHs,j))
Onde:
AJUSTE_MRE_RRHj é o Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
SEC_S_RRHs,j é a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para o Sistema no submercado “s”, no período de comercialização “j”
SOBRA_MRE_S_RRHs,j é a Sobra de Geração do MRE de Repasse do Risco Hidrológico em um Submercado calculado para o submercado “s”, no período de comercialização “j”
DEFICIT_MRE_S_RRHs,j é o Déficit de Geração do MRE de Repasse do Risco Hidrológico em um Submercado calculado para o submercado “s”, no período de comercialização “j”
224
Como é o cálculo Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico Caso o Sistema não conte com energia secundária em uma determinada no período de comercialização?
Caso o Sistema não conte com energia secundária em uma determinada no período de comercialização, a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico será nula. Dessa forma:
Se
AJUSTE_MRE_RRHj <= 1
Então
COBSEC_PS_RRHp,j = 0
Onde:
AJUSTE_MRE_RRHj é o Ajuste do MRE para Repasse do Risco Hidrológico no período de comercialização “j”
COBSEC_PS_RRHp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para a parcela de usina “p”, em seu submercado no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
225
Como é o cálculo da Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico Caso a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para o Sistema seja igual ou superior ao Direito à Energia Secundária de Risco Hidrológico das usinas do MRE naquele mesmo submercado?
Caso a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para o Sistema seja igual ou superior ao Direito à Energia Secundária de Risco Hidrológico das usinas do MRE naquele mesmo submercado, então todo o direito à energia secundária de risco hidrológico de cada usina do submercado será atendido pela disponibilidade daquele submercado. Caso a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária do Sistema de Repasse do Risco Hidrológico no qual a usina está localizada não seja suficiente para atender integralmente o Direito à Energia Secundária de Risco Hidrológico das usinas do submercado, então cada parcela de usina terá seu direito parcialmente atendida, na proporção do Direito à Energia Secundária de Risco Hidrológico da usina em relação ao Direito à Energia Secundária de Risco Hidrológico do submercado, expresso pelo seguinte:
Se
SEC_S_RRHs,j > ⅀(p ∈ s, p ∈ PMRE): DSEC_P_RRHp,j
Então
COBSEC_PS_RRHp,j = DSEC_P_RRHp,j
p ∈ s
∀ p ∈ PMRE
Caso Contrário
COBSEC_PS_RRHp,j = SEC_S_RRHs,j * (DSEC_P_RRHp,j /⅀(p ∈ s, p ∈ PMRE): DSEC_P_RRHp,j )
p ∈ s
∀ p ∈ PMRE
Onde:
COBSEC_PS_RRHp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para a parcela de usina “p”, em seu submercado no período de comercialização “j”
SEC_S_RRHs,j é a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para o Sistema no submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_P_RRHp,j é o Direito à Energia Secundária para Repasse do Risco Hidrológico, por parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
226
Como se dá o cálculo do Excedente de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico?
O eventual Excedente de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico de um Submercado ocorre quando a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para o Sistema seja superior ao Direito à Energia Secundária de Risco Hidrológico das usinas daquele mesmo submercado, expresso pelo seguinte:
EXCED_SEC_RRHs,j = max (0; (SEC_S_RRHs,j - ⅀(p ∈ s, p ∈ PMRE):DSEC_P_RRHp,j ))
Onde:
EXCED_SEC_RRHs,j é o Excedente de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico do submercado “s”, no período de comercialização “j”
SEC_S_RRHs,j é a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária do Sistema de Repasse do Risco Hidrológico no submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_P_RRHp,j é o Direito à Energia Secundária para Repasse do Risco Hidrológico, por parcela de usina “p”, participante do MRE no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE
Total de Excedente de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico de todos os Submercados
T_EXCED_SEC_RRHj = ⅀(s):EXCED_SEC_RRHs,j
Onde:
T_EXCED_SEC_RRHj é o Total de Excedente de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico de todos os Submercados, no período de comercialização “j”
EXCED_SEC_RRHs,j é a Excedente de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico do submercado “s”, no período de comercialização “j”
227
Como é calculado a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária do Sistema de Repasse do Risco Hidrológico?
Caso a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para o Sistema no submercado em que a usina está localizada não seja suficiente para atender integralmente o Direito à Energia Secundária da usina, então o atendimento da usina será complementado em outros submercados, de modo proporcional ao período de comercialização correspondente, dado pela seguinte expressão:
Se
SEC_S_RRHs,j < ⅀(p ∈ s, p ∈ PMRE): DSEC_P_RRHp,j
Então
COBSEC_P_RRHp,s,j = (DSEC_P_RRHp,j - COBSEC_PS_RRHp,j ) * (EXCED_SEC_RRHs* ,j/T_EXCED_SEC_RRHj )
Caso Contrário
COBSEC_P_RRHp,s * ,j = 0
p ∈ s
p não pertencente a s*
∀ p ∈ PMRE
Onde:
SEC_S_RRHs,j é a Contribuição do Submercado no Atendimento da Energia Secundária do Sistema de Repasse do Risco Hidrológico no submercado “s”, no período de comercialização “j”
DSEC_P_RRHp,j é o Direito à Energia Secundária para Repasse do Risco Hidrológico, da parcela de usina “p”, participante do MRE
COBSEC_P_RRHp,s,j é a Quantidade Alocada de Outros Submercados de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para a parcela de usina “p”, por submercado “s”, no período de comercialização “j”
COBSEC_PS_RRHp,j é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico para a parcela de usina “p”, em seu submercado no período de comercialização “j”
EXCED_SEC_RRHs,j é o Excedente de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico do submercado “s”, no período de comercialização “j”
T_EXCED_SEC_RRHj é o Total de Excedente de Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico de todos os Submercados, no período de comercialização “j”
“PMRE” é o conjunto de parcelas de usinas “p” participantes do MRE “s*” representa o submercado de origem da energia, neste caso, onde a parcela de usina “p” não está localizada
228
Como se dá o cálculo do Valor de Repasse do Risco Hidrológico do ACR de uma usina participante do MRE, cujos proprietários optaram por transferir esse risco para os agentes de distribuição?
VRRH_ACRp,m= min(1; (MONT_CVRp,m /QM_GF_RRHp,m) *
Onde:
VRRH_ACRp,m é o Valor de Repasse do Risco Hidrológico do ACR da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
MONT_CVRp,m é o Montante de Contratos do Ambiente Regulado de Repasse do Risco Hidrológico da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
QM_GF_RRHp,m é a Quantidade de Garantia Física de Repasse do Risco Hidrológico, no centro de gravidade do sistema, da parcela da usina “p”, no mês de apuração “m”
VRHp,j é o Valor do Risco Hidrológico do ACR da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
SEC_RHp,j é o Valor de Energia Secundária do ACR da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PMRE_RRH_ACR” é o conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE e cujos proprietários optaram por repassar o risco hidrológico do ACR
229
O que são perdas técnicas e não técnicas?
Durante o transporte de energia, naturalmente ocorrem perdas no trajeto.
Perdas não técnicas - correspondem à parcela consumida e não faturada por concessionária de distribuição, devido a irregularidades no cadastro de consumidores, na medição e nas instalações de consumo.
Perdas técnicas- efeito joule, provocando aquecimento e perdas na transmissão de energia. São verificadas e rateadas entre os Agentes
230
Como é o tratamento regularótio das perdas não técnicas?
Ele é definido pela ANEEL durante o processo de revisão tarifária e possibilidta que um percentual de perdas não técnicas seja repassado aos consumidores cativos. Não é visto pela CCEE.
231
Quais os tipos de perdas?
Perdas na rede básica (sistema de energia elétrica que interliga os territórios brasileiros, transportando tensões iguais ou superiores a 230 Kv.
Os agentes que utilizam a rede básica participam do rateio de suas perdas.
Perdas na rede compartilhada - Ocorrem em subestações, redes de transmissão ou distribuição que atendem a mais de um Agente. Também fazem parte as Demais Instalações de Transmissão Compartilhadas – DITCs. As perdas são divididas entre os Agentes que utilizarem a Rede Compartilhada.
232
Como a CCEE representa os pontos de medição no SIN?
Ativos físcos - Usinas e Unidades Cosumidoras
Ativos físicos de carga ou de geração- Conexões das distribuidoras com a Rede Básica, Conexões entre distribuidoras e interligação internacional.
233
O que é modelagem de ativos na CCEE?
Representação Contábil dos Ativos Físicos
A modelagem dos ativos físicos é feita de forama a tornar sua representação o mais próximo da localização real.
234
O que é diagrama unifilar?
A configuração física do sistema elétrico pode ser visualizada. É o mapa com representação da localização dos ativos.
235
Qual metodologia a CCEE utiliza para a modelagem de ativos?
Topologia. O conceito de topologia é utilizado em estrutura hieráquica em árvore.
Esta configuração representa as "relações de parentesco" entre os pontos de medição.
Os pontos de medição de níveis superiores seriam os Pais e os pontos de medição de níveis inferiores seriam os filhos.
236
Como é realizado a coleta de dados dos medidores?
O SCDE coleta os dados nos medidores a cada 5 min. A coleta é feita por canal de consumo (C) e por canal de geração (G).
Sendo assim, a medição em cada ponto será separada, para que este participe da contabilização com a quantidade de energia que por ele foi verificada (CONSUMIDA ou GERADA).
O SCDE integraliza os dados por hora, por canal de consumo (C) e de geração (G), para que sejam coletados pelo Sistema de Contabilização e Liquidação - CLiqCCEE.
237
Quais os passos do tratamento dos dados do SCDE?
Tratametos dos dados do SCDE
1)Conversão de unidades (KWh -> MWh)
2)Apuração das perdas da rede compartilhada
3) Apuração das perdas da rede básica.
238
Como ocorre a medição das perdas da rede compartilhada?
Com a representação da topologia em árvore, as perdas internas de uma rede compartilhada são determinadas pela diferença entre os consumos/gerações líquidos, associados a dois níveis
hierárquicos consecutivos.
239
Como é realizado o rateio da rede compartilhada?
Proporcional a quantidade injetada por cada usina e fará com que a medição delas seja menor.
240
Como ocorre a medição das perdas da rede compartilhada, caso tivéssemos apenas consumidores ou distribuidoras participando da rede?
Caso tivéssemos apenas consumidores ou distribuidoras participando da rede compartilhada, seriam verificados os montantes de todos os medidores que apura a energia que transita por essa rede.
241
Como ocorre a medição das perdas da rede compartilhada, caso haja consumidor e gerador fazendo parte da mesma rede?
Os montantes de todos os consumidores são comparados e a diferença é assumida pelo ativo que mais utiliza a rede naquela hora.
A perda de uma Rede Compartilhada é definida pela diferença entre o fluxo líquido de energia (geração ou consumo) associado ao(s) ponto(s) de monitoração pertencente(s) ao nível “n” e o fluxo líquido associado ao nível hierárquico descendente “n+1” da rede “y”.
242
Como se dá o rateiro das perdas da rede básica e da rede compartilhada?
Todos os agentes diretamentamente ligados à Rede Básica participam do rateio dessas perdas.
Os que estão ligados a uma Rede Compartilhada, será avaliada a característica desta rede.
243
Quais são os objetivos da medição física?
-Apresentar o tratamento dos dados medidos e coletados pelo SCDE e sua integralização por
período de comercialização,
-Calcular as perdas de redes compartilhadas, que incluem também os casos das Demais
instalações de Transmissão Compartilhadas – DITCs e Usinas Híbridas com separação de
medição ou Usinas Associadas;
-Determinar os valores de energia participantes ou isentos do rateio de perdas da Rede
Básica, e
-Aplicar o tratamento da topologia aos pontos de medição para apurar o valor efetivamente consumido ou gerado em cada ponto de medição.
244
O que é medição física?
A Medição Física é definida como a preparação dos dados coletados por canal, a partir dos Sistemas de Medição para Faturamento (SMF) dos agentes, transformando-os em informações válidas para
o processamento da contabilização.
245
Como é a participação de cada ponto de medição no rateio da rede básica?
-Não participantes de uma rede
compartilhada: Participam totalmente do rateio
-Participantes de uma rede
compartilhada: Participam do rateio na proporção da energia refletida à Rede Básica em
função da característica da rede: Geradora ou Consumidora
246
O que é medição bruta e como é considerada na medição física?
medição nos pontos localizados no barramento das unidades geradoras das usinas cadastradas na CCEE. Não é considerada nos cálculos de pontos de medição, apenas na conexão de cada ponto de medição à rede básica.
247
Quais as precissas para associação ao canal consumo (C) ou geração (G) das perdas de uma rede compartilhada?
A perda apurada positiva ou igual a zero caracteriza a Rede Compartilhada como
consumidora, sendo associada ao canal C.
Nota: Se, durante o período de comercialização, a Rede Compartilhada for caracterizada como consumidora (o fluxo líquido de energia tem o sentido da Rede Básica para a Rede Compartilhada), as perdas serão rateadas proporcionalmente aos montantes de consumo medidos (registrados no
canal C de cada ponto de medição da Rede Compartilhada).
A perda apurada negativa caracteriza a rede compartilhada como geradora e é associada
ao canal G.
Nota: Se, durante o período de comercialização, a Rede Compartilhada for caracterizada como geradora (o fluxo líquido de energia tem o sentido da rede compartilhada para a Rede Básica), as perdas serão rateadas proporcionalmente aos volumes de geração medidos (registrados no canal G de cada ponto de medição da Rede Compartilhada).
248
O que é medição contábil?
A “Medição Contábil” compreende os processos de ajuste e de agrupamento dos dados de medição em informações consolidadas por ativo tipo carga ou geração e por agente da CCEE.
249
Quais os objetivos da medição contábil?
- a geração por usina, definindo a energia comercial e de teste;
-o consumo por parcela de carga e de usina;
-a geração e o consumo total por agente já ajustados, de modo a incorporar as quantidades correspondentes de perdas da Rede Básica.
250
Cmo são divididos e tratados os ativos para as Regras de Comercialização?
▪ parcelas de cargas, identificadas nas expressões desse módulo pela dimensão “c” ou;
▪ parcelas de usinas, identificadas pela dimensão “p”.
251
Como é realizada a modelagem de Centrais Usinas Hibridas (UGH) ou Associadas?
Para as Centrais Geradoras Híbridas (UGH) ou Associadas, como se trata de mais de um ativo que compartilha o mesmo ponto de conexão, é necessário seguir algumas regras de modelagem para garantir a conformidade regulatória de comercialização destes conjuntos de geração.
252
Como é o tratamento para a modelagem de centrais geradoras associadas?
trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com outorgas autorizativas separadas, que compartilham física e contratualmente (CUST)
o mesmo ponto de conexão, sendo obrigatória a medição individualizada por fonte. Portanto, como é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder a parcelas de usinas “p” individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as parcelas “p”.
253
Como é o tratamento para a modelagem de Centrais Geradoras Híbridas com separação de medição?
trata-se de dois ativos de
fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que compartilham o mesmo ponto de conexão e optaram pela medição individualizada por fonte. Portanto, como é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder a parcelas de usinas “p” individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as parcelas “p”.
No caso de UGH com separação de medição e Centrais Geradoras Associadas, como a modelagem dos ativos será em parcelas de usinas “p” distintas, cada parcela deverá conter o cadastro individual de cada fonte, conforme os repectivos parâmetros descritos no(s) ato(s) de outorga.
254
Como é o tratamento para a modelagem de Centrais Geradoras Híbridas sem separação de medição?
trata-se de dois ativos de
fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que compartilham o mesmo
ponto de conexão e não optaram pela medição individualizada por fonte. Tal opção apenas pode ocorrer, caso as fontes em questão não sejam despacháveis pelo ONS, conforme consta nos Procedimentos de Rede. Portanto, como não é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de ambos os ativos devem corresponder a uma única
parcela de usinas “p”.
No caso de UGH sem separação de medição, como a modelagem dos ativos será em uma única
parcela de usina “p”, o cadastro deverá conter todas as unidades geradoras, capacidade total e demais parâmetros de forma conjunta. Como as fontes não despacháveis pelo ONS possuem semelhança regulatória para fins de comercialização de energia, será facultada ao agente a escolha do cadastro da fonte principal, dentre às fontes da UGH autorizada. Ressalta-se que, conforme previsto na regulação, as UGH sem separação de medição não poderão participar do MRE, o
percentual do desconto na TUST será o menor entre as fontes autorizadas e a comercialização de Energia Especial apenas será permitida se todas as fontes forem enquadradas como Especial. Além disso, parâmetros como disponibilidade ou perdas, assim como outros dessa natureza, se aplicável, deverão ser cadastrados os valores mais conservadores dentre os ativos autorizados (maior perda e menor disponibilidade).
255
Por que existe o rateio da rede básica?
As perdas elétricas associadas ao transporte da energia elétrica no SIN, por meio da Rede Básica,
provocam um desequilíbrio entre os dados de medição de produção e de consumo total de energia coletados pelo SCDE.
Sem o rateio das perdas, calculadas pela diferença entre a geração e o consumo total que circula pela Rede Básica, o volume de energia contabilizado para os geradores seria naturalmente maior
que o volume de energia associado ao consumo dos pontos de carga. Em um mercado contabilizado
por diferenças, como se apresenta o Setor Elétrico, onde não existe produção sem o seu respectivo consumo, o descasamento entre a geração e o consumo provocaria um déficit contábil. O ajuste das informações de medição dos agentes que participam do rateio, incorporando as perdas da Rede Básica, elimina esse descasamento.
De acordo com a regulamentação vigente, essas perdas são absorvidas na proporção de 50% para os consumidores e 50% para os geradores participantes do rateio de perdas da Rede Básica
256
Quais ativos de geração não participam do rateio da rede básica?
No geral, tais ajustes são obtidos pela aplicação das perdas calculadas ao consumo ou à geração que efetivamente participa do rateio de perdas da Rede Básica.
Destaca-se que, para os ativos de geração, nem todas as usinas participam desse rateio. As usinas não interligadas à Rede Básica, à exceção daquelas consideradas quando do estabelecimento dos montantes dos Contratos Iniciais, deverão ser desconsideradas no rateio das perdas elétricas apuradas na Rede Básica.
257
Existe alguma parcela de consumo que não participa do rateio das perdas da rede básica?
Em contrapartida, todas as parcelas de carga participam do rateio de perdas da Rede Básica,
segundo as Regras de Comercialização vigentes, na proporção de seu consumo suprido por energia proveniente dessa rede
258
Quais são os ajustes realizados após a identificação dos volumes participantes e isentos do rateio de perdas da Rede Básica?
Os dados de medição dos ativos cadastrados são ajustados em:
▪ Geração Final por usina
▪ Geração Final de Teste por usina
▪ Consumo por carga
▪ Consumo da Geração Final por usina
Concluído o processo de ajuste dos dados de medições contábeis, ocorre a consolidação das informações de consumo e geração de propriedade de cada agente, por período de comercialização e submercado (N, NE, SE/CO e S).
259
Como se dá o processo de agregação de dados de pontos de medição?
A agregação de dados consiste no tratamento dos dados de medição por ponto de medição,
provenientes do módulo “Medição Física”, em ativos e parcelas de ativos.
Destaca-se que a consolidação dos valores obtidos por ponto de medição em informações por ativo
depende de um tratamento particular por meio de um conjunto de expressões específicas, conforme
a configuração elétrica de cada instalação.
Em razão das peculiaridades, não há como definir comandos padronizados que sejam válidos para o tratamento de todas as configurações elétricas.
Após o processo particular de agregação de dados de pontos de medição, as informações são segregadas em geração, consumo e seus respectivos volumes participantes do rateio de perdas da Rede Básica, por ativo.
260
O que são parcelas de ativos?
A atual estrutura do Setor Elétrico Brasileiro possibilita a um gerador comercializar a produção de uma usina segundo diversas modalidades, direcionando-a, por exemplo, ao Ambiente de Contratação Livre (ACL), por meio de negociações bilaterais, ou ao Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por meio da venda em leilões.
Entretanto, o destino dado à energia comercializada deve ser identificado em função das diferentes regras de negócios específicas ou da legislação vigente.
Desse modo, uma usina pode contemplar diversas parcelas em função de seus tratamentos,
identificadas pela dimensão “p”.
Cada “pasta” (tratamento de regras diferente da parcela da usina é uma pasta) representa uma parcela de usina e contém
as informações cadastrais e as medições associadas; cada parcela, por sua vez, é tratada conforme legislação ou regra de negócios específica
De modo análogo, as cargas modeladas também podem conter parcelas de carga para representar uma configuração específica. As parcelas de carga são representadas pela dimensão “c”.
