RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.089, DE 23 DE ABRIL DE 2024 (parte 12 de 70)

Descrição
Sobra Financeira do Mês para Alívio das Despesas Futuras Ajustado
para fins de Recontabilização do perfil de agente “a”, no mês de
apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Encargos (Ajuste dos Encargos Apurados)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
TAR_ENC_RECONT_Aa,m
Total de Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos Ajustado para fins de
Recontabilização
Descrição
Total de Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos
Ajustado para fins de Recontabilização do perfil de agente “a”, no
mês de apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Encargos (Ajuste dos Encargos Apurados)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
3.1.3. Dados de Saída da Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo
RD_AR12m
Recurso Disponível para o Alívio Retroativo do 12º Mês Anterior
Descrição
Corresponde à sobra de recursos decorrentes do alívio de encargos
de serviços do sistema no mês de apuração “m” destinado ao alívio
retroativo das exposições financeiras do 12º mês anterior
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
Importante:
Os perfis de agente das classes de Importação e Exportação para os meses em que for observado exportação de
energia elétrica em caráter interruptível não farão jus ao alivio retroativo do total de seus encargos passíveis de
alivio, ou seja, o Total de Pagamento de Encargos Passível de Alívio Retroativo (TP_ENC_ARa,m) para os referidos
meses serão iguais a zero.
SF_ESS_FUTm
Sobra Financeira para Alívio das Despesas Futuras com ESS
Descrição
Corresponde à sobra de recursos decorrentes do alívio de encargos
de serviços do sistema no mês de apuração “m” para eventual alívio
de despesa futuras com ESS
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
TP_ENC_ARa,m
Total de Pagamentos de Encargos Passível de Alívio Retroativo
Descrição
Montante de encargos apurados passível de alívio retroativo,
composto pelos encargos de serviços do sistema e os encargos por
razão de segurança energética, por agente perfil de agente “a”,
calculados no mês de apuração “m”
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos ou Zero
10 - Consolidação de Resultados 2024.3
1. Introdução
O Módulo de Consolidação de Resultados promove a consolidação de todas as componentes financeiras consideradas para fins de obtenção dos valores associados à contabilização das operações
realizadas no âmbito da CCEE pelos agentes. Tal módulo visa determinar os efeitos da contratação na modalidade de disponibilidade, por regime de cota de garantia física, por contrato de Cota
de Energia Nuclear (CCEN), os ajustes referentes ao alívio retroativo de encargos, a restituição dos montantes financeiros excedentes da CONER, os ajustes decorrentes dos resultados de Itaipu,
os ajustes decorrentes do repasse do risco hidrológico do ACR, bem como consolidar o resultado de cada agente da CCEE.
O Módulo de Regras “Consolidação de Resultados” subsidia os processos de: (i) liquidação financeira conduzido mensalmente pela CCEE, (ii) cálculo das garantias financeiras a serem aportadas
pelos agentes, com o objetivo de mitigar os riscos de inadimplência nos processos de liquidação financeira e (iii) determinação dos ajustes de recontabilização e eventuais ajustes na
contabilização.Conceitos Básicos
1.1.1. O Esquema Geral
O módulo “Consolidação de Resultados”, esquematizado na Figura 1, é composto por várias etapas de cálculo, com o objetivo principal de apurar os valores de receitas e despesas resultantes do
processamento da contabilização na CCEE, visando o processo de liquidação financeira:
Figura 1: Esquema Geral do Módulo de Regras: “10 - Consolidação de Resultados”
São apresentadas abaixo as descrições das etapas que serão detalhadas neste documento:
▪ Ajustes Decorrentes da Contratação por Disponibilidade: determina os efeitos da contratação por disponibilidade a serem considerados nos resultados da contabilização dos agentes.
Em linhas gerais, este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras devido aos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo e os encargos recebidos das usinas
comprometidas com contratos por disponibilidade.
▪ Ajustes Decorrentes da Contratação por Regime de Cotas de Garantia Física: determina os efeitos da contratação pelo regime de cotas de garantia física a serem considerados nos
resultados da contabilização dos agentes. Em linhas gerais, este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras dos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo,
dos Ajustes de exposições financeiras, dos efeitos da compensação do MRE, de recebimento de encargo referente à compensação síncrona, e pagamentos de encargos por Segurança Energética
referentes às usinas.
▪ Ajustes Decorrentes daContrataçãode EnergiaNuclear: determina os efeitos da contratação deEnergia Nuclear a serem considerados nos resultados da contabilização dos agentes.Em
linhas gerais, este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras dos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo, dos Ajustes de exposições financeiras, dos efeitos
da compensação do MRE e de Encargos recebidos das usinas.
▪ Ajustes Decorrentes do Alívio Retroativo: calcula os ajustes necessários para cobertura retroativa de exposições financeiras negativas e dos valores de encargos já liquidados, na
contabilização dos agentes da CCEE. Este mecanismo não é reapurado em recontabilizações.
▪ Restituição, aos Usuários de Energia de Reserva, dos montantes financeiros excedentes da CONER: apura o excedente estimado na CONER, a partir dos resultados do agente ACER na
contabilização e o consolida com os montantes apurados de sobras existentes na CONER após realizados os pagamentos no âmbito da Liquidação de Energia de Reserva. O montante final é
calculado para impactar o resultado do agente Usuário de Energia de Reserva que receberá a restituição dos montantes no MCP.
▪ Ajustes Decorrentes dos Resultados de Itaipu: apura os valores a serem repassados aos agentes de distribuição referentes aos riscos hidrológicos associados à geração de Itaipu, conforme
determinado pelo Decreto nº 8.401/2015. Este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras dos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo, dos Ajustes de
exposições financeiras, dos efeitos da compensação do MRE, associados à operação de Itaipu.
▪ Ajustes Decorrentes do Repasse do Risco Hidrológico do ACR: apura os valores a serem repassados aos agentes de distribuição a partir do valor determinado de repasse do risco
hidrológico do ACR de cada parcela de usina cujos proprietários optaram em repassar essa parcela de risco aos agentes de distribuição.
▪ Consolidação de Resultados: consolida os montantes apurados nos demais módulos das regras de comercialização em um único valor (resultado), visando a liquidação financeira das
operações dos agentes no mês de apuração.
1.1.1.1. Anexos
▪ Apuração da Sobra de Recursos Financeiros no Mês: determina as sobras de recursos financeiros decorrentes do processo de contabilização, após o processo de alívio retroativo. Estes
valores são destinados para alívio futuro de encargos, mediante constituição do fundo de reserva de ESS a ser administrado pela CCEE.
▪ Ajustes decorrentes da Contratação de CCEAR por quantidade de usinas Aptas: determina os efeitos das exposições negativas, resultante do Mercado de Curto Prazo – MCP, que deverão
ser assumidas pelos compradores de CCEARs por Quantidade decorrente da declaração, promovida pela ANEEL, do status de aptas a gerar para as parcelas de usinas relacionadas como parte
vendedoras.
▪ Ajustes decorrentes do custo de usinas despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC: determina os ressarcimentos dos custos dos geradores, despachados
por ordem de mérito de preço no ONS, não cobertos pelo PLD, rateando o custo remanescente por todos os agentes que apresentarem consumo no mês de apuração.
1.1.2. Os Efeitos da Contratação por Disponibilidade
Conforme visto no Módulo de Regras “Comprometimento de Usinas”, os contratos por disponibilidade preveem a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos agentes compradores, exceto
CCEARs com obrigação de entrega de usinas térmicas com modalidade de despacho tipos I com CVU ou IIA, e CCEARs de leilões realizados de 2011 em diante de usinas a biomassa, cabendo ao
vendedor o compromisso da manutenção da disponibilidade contratada nestes leilões.
No processo de contabilização, a energia gerada pelo agente vendedor é comparada com a energia comprometida nos contratos de venda por disponibilidade e o resultado é repassado às
distribuidoras, na forma de efeito da contratação por disponibilidade. Este tratamento é dado para os leilões na modalidade disponibilidade, com exceção para as usinas termoelétricas
comprometidas com CCEARs com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou energia existente. Para estes contratos é comparada a obrigação de entrega de energia com os
contratos de venda, sendo este resultado repassado para as distribuidoras independente da geração realizada.
A geração verificada das usinas, bem como eventuais recebimentos por prestação de serviços do sistema também são repassados aos compradores, exceto para as usinas térmicas com modalidade
de despacho tipos I com CVU ou IIA comprometidas com CCEARs por disponibilidade com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou energia existente. Para as usinas
comprometidas com produtos por disponibilidade com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou energia existente, os encargos de serviços do sistema são liquidados para
o vendedor.
A Figura 2 exemplifica o processo de apuração dos efeitos da contratação por disponibilidade para uma usina com garantia física totalmente comprometida com um contrato por disponibilidade,
exceto os contratos com obrigação de entrega de usinas térmicas com modalidade de despacho tipos I com CVU ou IIA. Neste caso, o PLD apurado no período é menor que o Custo Variável Unitário
– CVU da usina atrelada a esse contrato. Neste caso, a usina não é despachada pelo ONS e não existe parcela variável aplicável à contratação. O efeito da contratação por disponibilidade refere-
se ao balanço energético da usina assumido pela distribuidora:
Figura 2: Efeito da Contratação por Disponibilidade
Em um segundo caso,exemplificado pela Figura 3,o PLD apurado no período émaior queo CVU da usina.Nestecaso,a usina édespachada pelo ONS acrescentando uma parcela variávelà receita
fixa assumida pela distribuidora. Da mesma forma que no exemplo anterior, o efeito da contratação por disponibilidade refere-se ao balanço energético da usina assumido pela distribuidora:
Figura 3: Efeito da Contratação por Disponibilidade
Em uma terceira situação, caso a usina seja termoelétrica, e totalmente comprometida com CCEARs por disponibilidade com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou
energia existente, o processo de apuração dos efeitos da contratação por disponibilidade verifica a obrigação de entrega de energia comparada com o contrato, independentemente da geração
realizada, conforme exemplificado na Figura 4.
Figura 4: Efeito da Contratação por Disponibilidade
De modo análogo à operação no curto prazo determinada pelo cálculo do balanço energético das usinas comprometidas com contratos por disponibilidade, os encargos atribuídos a estes
empreendimentos também compõem os efeitos da contratação por disponibilidade, aplicáveis aos resultados da contabilização dos agentes envolvidos nesta modalidade de contratação.
1.1.3. Os Efeitos da Contratação por Regime de Cotas de Garantia Física
Os contratos por regime de cotas de garantia física preveem a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos agentes cotistas (distribuidoras), cabendo ao gerador (agente concessionário) o
compromisso da manutenção da geração contratada nesta modalidade.
No processo decontabilização,a energia gerada pelo agentevendedor écomparadacom a energia comprometida nocontrato de cota degarantiafísica eo resultado érepassado àsdistribuidoras.
Ageração verificadadasusinas hidráulicas comprometidas como regimedecotas degarantia física,bem comoeventuais recebimentos deencargospor prestação deserviços ancilares aosistema,
e resultados positivos do MRE também são repassados aos cotistas, uma vez que estes devem arcar com o custo de operação destas usinas.
1.1.4. Os Efeitos da Contratação de Energia Nuclear
Os Contratos de Cota de Energia Nuclear preveem a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos agentes cotistas (distribuidoras), cabendo ao gerador (agente concessionário) o compromisso
da manutenção da geração contratada nesta modalidade.
No processo de contabilização, a energia gerada pelo agente vendedor é comparada com a energia comprometida nos contratos de Cotas de Energia Nuclear, e o resultado é repassado às
distribuidoras.
A geração verificada das usinas nucleares Angra I e II, bem como eventuais recebimentos de encargos, os efeitos do MCP e as exposições financeiras também são repassados aos agentes cotistas,
uma vez que estes devem arcar com o custo de operação destas usinas, conforme estabelecido no art. 10º da Lei 12.111 de 2009 e em regulamentação específica.
1.1.5. Alívio Retroativo de Encargos e Exposições Negativas
A regulamentação vigente determina que a sobra do excedente financeiro e das exposições positivas, após o alívio das exposições negativas residuais do mês de apuração, do mês anterior e das
despesas com encargos no mês de apuração, seja utilizada para abater de forma alternada as eventuais exposições negativas remanescentes de até doze meses anteriores e os encargos, ordenados
do mês “m-12”atéo mês “m-2”,finalizando com oalívio deencargos do mês “m-1”.Apartir deentão,os recursos restantes são depositados em um fundo destinado ao alívio das despesas futuras
com encargos dos agentes.
A Figura 5 ilustra a forma com a qual os recursos residuais advindos do excedente financeiro no mês e o total de exposições positivas, são destinados inicialmente para compensação das exposições
negativas residuais do mês anterior, seguido do auxílio no pagamento de encargos devidos no mês corrente. Permanecendo um saldo positivo, e o processamento não sendo uma recontabilização,
(para manter os impactos restritos ao mês recontabilizado), este deve ser utilizado para compensação das exposições negativas residuais e de encargos dos doze meses anteriores de forma
intercalada, ordenados do mês “m-12” a “m-2”, finalizando com o pagamento de encargos do mês “m-1”. Finalmente, ainda restando um saldo positivo, este deve ser destinado a um fundo reserva
para mitigar os encargos calculados em meses futuros.
Figura 5: Tratamento do Alívio Retroativo de Encargos eExposições Negativas
1.1.6. Restituição, aos Usuários de Energia de Reserva, dos montantes financeiros excedentes da CONER
Em cenários de PLD elevado ou com alto volume de geração, o resultado do ACER, que é integralmente destinado para a composição do saldo na CONER, pode motivar a existência de montante
nessa conta mais que suficiente para o pagamento de todos os custos incorridos na contratação de Energia deReserva. Como a existência de montantes monetários não utilizados nessa conta faz
com queesses permaneçam imobilizadosatéa Liquidação deEnergia deReserva,quando já éidentificado queo agenteACERmotivará a formação deexcedentes na CONERa partir deestimativas
de custos futuros, esse montante deve ser lançado a crédito do Usuário de Energia de Reserva na liquidação do MCP.
Tanto os excedentes apurados na Liquidação de Energia de Reserva, como as estimativas de excedentes apuradas com base no resultado do ACER no MCP, são consolidados e considerados no
resultado final dos agentes. Agentes que se apresentem como inadimplentes na Liquidação de Energia de Reserva não recebem a restituição, sendo esse valor retornado ao agente ACER, para
constituição de saldo na CONER.
1.1.7. Ajustes Decorrentes dos Resultados de Itaipu
A contratação da energia referente à geração da usina de Itaipu é definida pelo Decreto 4.550/2002, que regulamenta a comercialização de sua energia elétrica. O referido Decreto institui a
Eletrobrás como Agente Comercializador de Itaipu, atribuindo-lhe a responsabilidade pela comercialização da energia gerada pela usina. Os concessionários de distribuição de energia recebem
cotas da energia elétrica a serem repassadas pela Eletrobrás.
O Decreto 8.401/2015, que instituiu as Banderas tarifárias, alterou o Decreto 4.550, de forma a atribuir às concessionárias de distribuição, na proporção de suas cotas parte, os riscos hidrológicos
associados à geração de Itaipu, considerados os efeitos do MRE. Dessa forma, os valores dos efeitos observados no MCP do balanço energético de Itaipu, os efeitos das exposições financeiras de
submercados arcados por Itaipu, e o resultado dos efeitos do MRE são consolidados e repassados para as concessionárias de distribuição na proporção das suas cotas parte.
1.1.8. Ajustes Decorrentes do Repasse do Risco Hidrológico do ACR
A Lei nº 13.203/2015 estabelece que o risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, poderá ser repactuado
pelos geradores, desde que haja anuência da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica.
Com isso, os resultados apurados derisco hidrológico das usinas participantes do MRE que optaram em repassar esse risco devem ser assumidos pelos agentes de distribuição no ACR, nos termos
da regulamentação específica, que regulamenta os critérios de anuência e as condições para a repactuação do risco hidrológico. Desta maneira, os valores dos efeitos observados no MCP do
balanço energético dessas usinas que optaram pela repactuação e o resultado dos efeitos do MRE são consolidados e repassados para as concessionárias de distribuição, nas devidas proporções
de acordo com o produto de repactuação que as usinas optaram e o valor do GSF.
1.1.9. Ajustes decorrentes da Contratação de CCEAR por Quantidade de usinas Aptas
A ausência de redes de distribuição ou transmissão pode acarretar a impossibilidade do escoamento da geração de algumas usinas que estejam localizadas nesta região de atendimento. Para
usinas que apresentem contratos no ambiente regulado, a ANEEL possui a atribuição de atestar estas usinas como Aptas a gerar, de forma que as exposições negativas verificadas no Mercado de
Curto Prazo - MCP, resultantes da ausência da geração, deverão ser repassadas aos compradores, na proporção de seus comprometimentos, até a efetiva implantação destas redes. Este tratamento
é garantido pelas cláusulas contratuais de alguns leilões de energia, e amparados por regulamentação específica.
1.1.10. Consolidação de Resultados
A consolidação de resultados incorpora, por perfil de agente, no mês de apuração, os seguintes pagamentos e recebimentos, visando o processo de liquidação financeira realizado pela CCEE:
▪ Mercado de Curto Prazo;
▪ Compensação do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE);
▪ Ajuste de Exposições;
▪ Encargos;
▪ Efeitos da Contratação por Disponibilidade;
▪ Efeitos da Contratação por Regime de Cotas de Garantia Física;
▪ Efeitos da Contratação de Energia Nuclear;
▪ Pagamento de Penalidades;
▪ Ajuste Mensal de Disputas;
▪ Ajustes Referente ao Alívio Retroativo;
▪ Ajuste Decorrente do Processamento do MCSD Ex-post;
▪ Ajuste Decorrente da Restituição dos Excedentes da CONER;
▪ Ajuste Decorrente da Contratação de CCER por Quantidade de usinas Aptas;
▪ Ajuste Decorrente dos Resultados de Itaipu;
▪ Ajuste Decorrente do Repasse do Risco Hidrológico do ACR.
2. Detalhamento das Etapas de Consolidação de Resultados
Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “10 - Consolidação de Resultados”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações deentrada/saída.
2.1. Determinação dos Ajustes Decorrentes da Contratação por Disponibilidade
Objetivo:
Apurar o efeito da contratação por disponibilidade a ser considerado nos resultados da contabilização dos agentes.
Contexto:
Os contratos por disponibilidade preveem que a receita fixa e os custos variáveis de produção associados à operação das usinas, devem ser repassados às distribuidoras compradoras destes
contratos. Em contrapartida, os efeitos contábeis da operação destas usinas no Mercado de Curto Prazo e os encargos recebidos devem ser igualmente repassados às distribuidoras nos termos
das disposições contratuais. A Figura 7 situa essa etapa do cálculo em relação ao módulo completo de consolidação de resultados:
Figura 6: Esquema Geral do Módulo de Regras: “10 - Consolidação de Resultados”
2.1.1. Detalhamento dos Ajustes Decorrentes da Contratação por Disponibilidade
1. O cálculo do efeito da contratação por disponibilidade no resultado da contabilização dos agentes é realizado de acordo com os seguintes comandos e expressões:
2. O Balanço Energético do Produto é determinado para a usina comprometida com contratos por disponibilidade, de modo a calcular os efeitos no mercado de curto prazo da operação
destes empreendimentos. O cálculo do Balanço Energético do Produto depende do tipo de contrato (CCEAR ou CER) firmado:
2.1. Para a usina vinculada a um produto negociado em CCEAR por disponibilidade, exceto CCEAR com obrigação de entrega de usinas térmicas com modalidade de despacho tipos I com CVU
ou IIA, e CCEARs de usinas a biomassa comprometidas com leilões realizados de 2011 em diante, o Balanço Energético do Produto corresponde à diferença entre a energia gerada para atendimento
ao produto e a quantidade de energia vendida em CCEARs por disponibilidade nesse mesmo produto. Também são considerados no cálculo a energia para atendimento do contrato nos casos de
início do período de suprimento do CCEAR em data anterior à entrada em operação comercial da usina. Dessa forma, o Balanço Energético do Produto é expresso por:
𝑁𝐸𝑇_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = (𝐺_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 + 𝐸𝐴𝑃𝑆𝑝,𝑡,𝑙,𝑗) − ∑ 𝐶𝑄𝑒,𝑗
𝑒∈𝐸𝑃𝑇𝐿
Onde:
NET_PRODp,t,l,j é o Balanço Energético do Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
G_PRODp,t,l,j é a Geração Destinada para Atendimento ao Produto de cada parcela de usina “p”, referente ao produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
EAPSp,t,l,j é a Energia para Atendimento aos Casos de Descasamento, Atraso ou Suspensão de Unidade Geradora de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no
período de comercialização “j”
CQe,j é a Quantidade Contratada do contrato “e”, no período de comercialização “j”
“EPTL” é o conjunto de contratos CCEAR por Disponibilidade “e”, pertencentes à usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”
2.2. Para a usina termelétrica com modalidade de despacho tipo I com CVU ou IIA comprometidas com CCEARs por disponibilidade com obrigação de entrega, e usinas a biomassa
comprometidas com CCEARs deleilões realizados de2011 em diante,o Balanço Energético do Produto correspondeà diferença entrea obrigação deentrega deenergia ao produto ea quantidade
de energia vendida em CCEARs por disponibilidade nesse mesmo produto, conforme seguinte equação:
𝑁𝐸𝑇_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = ∑ (𝑂𝐵𝐸_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑒,𝑗 − 𝐶𝑄𝑒,𝑗)
𝑒∈𝐸𝑃𝑇𝐿
Onde:
NET_PRODp,t,l,j é o Balanço Energético do Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
OBE_PRODp,t,l,e,j é a Obrigação de Entrega de Energia associado ao CCEAR por Disponibilidade da parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, do contrato “e”, no período
de comercialização “j”
CQe,j é a Quantidade Contratada do contrato “e”, no período de comercialização “j”
“EPTL” é o conjunto de contratos CCEAR por Disponibilidade “e”, pertencentes à usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”
2.3. Para a usina vinculada a um produto negociado em um CER, o Balanço Energético do Produto corresponde à própria energia gerada destinada para atendimento ao produto, expresso
por:
𝑁𝐸𝑇_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = 𝐺_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑗
Onde:
NET_PRODp,t,l,j é o Balanço Energético do Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
G_PRODp,t,l,j é a Geração Destinada para Atendimento ao Produto de cada parcela de usina “p”, referente ao produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
3. Para as usinas termelétricas com CVU comprometidas com CCEAR proveniente de leilões de energia nova realizado de 2016 em diante ou 23° e 24° leilões de energia existente, o Efeito
no Mercado de Curto Prazo (MCP), corresponde à totalização no mês da valoração do Balanço Energético do Produto ao Preço de Liquidação das Diferenças. Além disso em caso de exposição
negativa, devido a indisponibilidade forçada ou programada, com relação a obrigação de entrega, nos 3 primeiros anos após entrada em operação comercial, haverá tratamento diferenciado,
conforme seguinte expressão:
𝐸𝑀𝐶𝑃_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 = ∑(𝑁𝐸𝑇_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 ∗ 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗)
𝑗∈𝑚
+ ∑ 𝑬𝑴𝑪𝑷_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑰𝑭𝑷_𝟑𝑨𝒑,𝒕,𝒍,𝒋
𝑗∈𝑚
Onde:
EMCP_PRODp,t,l,m é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
NET_PRODp,t,l,j é o Balanço Energético do Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, no período de comercialização “j”
EMCP_PROD_IFP_3Ap,t,l,j é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
“s” é o submercado em que a parcela de usina “p” está localizada
3.1. Nos 3 primeiros anos após entrada em operação comercial, eventual exposição negativa do gerador com relação obrigação de entrega ocasionado por indisponibilidade forçada ou
programada, é valorada ao gerador com ICB atualizado, sendo as diferenças do distribuidor, conforme as seguintes expressões:
Para o período de comercialização posterior a entrada da primeira unidade geradora, e inferior ou igual a 3 anos desta data
𝑬𝑴𝑪𝑷_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑰𝑭𝑷_𝟑𝑨𝒑,𝒕,𝒍,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥(𝑂𝐵𝐸_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝐶𝑃𝐹𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 − 𝐺𝑝,𝑗 − 𝑄𝐸𝐴_𝑅𝐸𝑆𝑇_𝑂𝑃𝑝,𝑗;0) ∗ (𝐼𝐶𝐵_𝐴𝑃𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 − 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗)
Para os demais períodos:
𝐸𝑀𝐶𝑃_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝐼𝐹𝑃_3𝐴𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = 0
Onde:
EMCP_PROD_IFP_3Ap,t,l,j é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto em função da Indisponibilidade nos três primeiros anos de operação comercial de cada parcela de usina “p”,
comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
OBE_PROD_CPFp,t,l,j éa Obrigação deEntrega deEnergia Considerando IndisponibilidadeForçada eProgramada da parcela deusina “p”,comprometida com o produto “t”,do leilão “l”,no período
de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de Usina “p”, no período de comercialização “j”
QEA_REST_OPp,j é a Quantidade de Energia Ajustada Utilizada para Determinação de Encargos por Restrição deOperação da parcela deusina não hidráulica “p”,no período de comercialização “j”
ICB_APp,t,l,m é o Índice de Custo Benefício atualizado e ponderado da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, no período de comercialização “j”
“s” é o submercado em que a parcela de usina “p” está localizada
4. Para as demais usinas, o Efeito no Mercado de Curto Prazo (MCP) do Produto de cada usina comprometida com CCEAR por disponibilidade ou CER, corresponde à totalização no mês da
valoração do Balanço Energético do Produto ao Preço de Liquidação das Diferenças. Esse montante é incorporado ao Efeito da Contratação por Disponibilidade do agente para repasse às
distribuidoras no processo de consolidação de resultados e é expresso por:
𝐸𝑀𝐶𝑃_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 = ∑(𝑁𝐸𝑇_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 ∗ 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗)
𝑗∈𝑚
Onde:
EMCP_PRODp,t,l,m é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
NET_PRODp,t,l,j é o Balanço Energético do Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, no período de comercialização “j”
“s” é o submercado em que a parcela de usina “p” está localizada
5. O Total de Encargos Associado ao Produto identifica os encargos atribuídos a cada usina térmica com despacho tipo I com CVU ou IIA vinculada a um contrato por disponibilidade, dada
pela Geração destinada ao produto descontada a inflexibilidade contratual. Este total, consolidado no mês de apuração, engloba os encargos recebidos em face de despacho por (i) restrição de
operação, (ii) razão de segurança energética, (iii) unit commitment e (iv) o encargo associado à diferença de CVUs em função do despacho diferenciado.
6. Para as usinas térmicas com despacho tipo I com CVU ou IIA comprometidas com os CCEARs ou CERs por disponibilidade sem obrigação de entrega:
Para usinas comprometidas com CCEAR por Disponibilidade sem obrigação de entrega
𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = 𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃_𝑂𝑁𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 + 𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑡,𝑙,𝑗
Para usinas comprometidas com CER por Disponibilidade
𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = 𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑡,𝑙,𝑗
Onde:
TENC_PROD_Pp,t,l,j é o Total Preliminar de Encargos Associado ao Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
TENC_PROD_P_ONp,t,l,j é o Total Preliminar de Encargos Associado ao Produto, referente à restrição de operação constrained-on, unit commitment ou segurança energética, de cada parcela de
usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
TENC_PROD_P_OFFp,t,l,j é o Total Preliminar de Encargos Associado ao Produto, referente à restrição de operação constrained-off, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto
“t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
6.1. Para usinas que estejam despachadas por restrição de operação constrained-on, unit commitment ou segurança energética, o total de encargos passíveis de repasse será calculado
conforme expressão abaixo:
𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃_𝑂𝑁𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = 𝑮_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑳𝑰𝑸𝒑,𝒕,𝒍,𝒋 ∗ (𝑚𝑎𝑥 (𝐼𝑁𝐶𝑝,𝑗 − 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗;0) − 𝑫𝑰𝑭_𝑰𝑵𝑪_𝑪𝑽𝑼𝒑,𝒋)
Onde:
TENC_PROD_P_ONp,t,l,j é o Total Preliminar de Encargos Associado ao Produto, referente à restrição de operação constrained-on, unit commitment ou segurança energética, de cada parcela de
usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
G_PROD_LIQp,t,l,j é a Geração Destinada para Atendimento ao Produto, descontada a inflexibilidade, de cada parcela de usina “p”, referente ao produto “t”, do leilão “l”, no período de
comercialização “j”
INCp,j é o Custo Declarado da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
DIF_INC_CVUp,j é a Diferença entre o CVU considerado para cálculo de encargos à serem repassados ao produto e o valor utilizado na Receita de Venda da parcela de usina “p”, no período de
apuração “j”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, no período de comercialização “j”
6.1.1. A geração referente aos encargos passiveis de repasse é calculada pela diferença entre a Geração Destinada para atendimento ao Produto e a Geração Inflexivel destinada ao produto,
ambas fora da ordem de mérito, conforme expressão abaixo:
𝑮_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑳𝑰𝑸𝒑,𝒕,𝒍,𝒋 = 𝐺_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑁𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 − 𝐺_𝐼𝑁𝐹𝐿𝐸𝑋_𝑁𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑡,𝑙,𝑗
Onde:
G_PROD_LIQp,t,l,j é a Geração Destinada para Atendimento ao Produto, descontada a inflexibilidade, de cada parcela de usina “p”, referente ao produto “t”, do leilão “l”, no período de
comercialização “j”
G_PROD_NDOMPp,t,l,j é a Geração Destinada para Atendimento ao Produto Fora da Ordem de Mérito de cada parcela de usina “p”, referente ao produto “t”, do leilão “l”, no período de
comercialização “j”
G_INFLEX_NDOMPp,t,l,j é a Geração Inflexível Fora da Ordem de Mérito de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
6.1.2. O Encargo associado à Diferença de CVUs representa o valor do encargo que não será repassado aos compradores dos CCEARs por disponibilidade, em razão da diferença entre o CVU
que a usina foi despachada e o CVU dos CCEARs. Seu valor será diferente de zero apenas para as usinas devidamente autorizadas pela Aneel e despachadas por encargo pelo ONS a um CVU
diferente do definido no CCEAR, e é obtido pela diferença entre o CVU despachado pelo ONS e o CVU dos CCEARs, conforme expressão abaixo:
Se o ONS despachar a usina, autorizada pela Aneel, por encargo a um CVU diferente do definido no CCEAR
𝑫𝑰𝑭_𝑰𝑵𝑪_𝑪𝑽𝑼𝒑,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥(0;𝐼𝑁𝐶𝑝,𝑗 − 𝐶𝑉𝑈_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅𝑝,𝑗)
Caso contrário
𝐷𝐼𝐹_𝐼𝑁𝐶_𝐶𝑉𝑈𝑝,𝑗 = 0
Onde:
DIF_INC_CVUp,j é a Diferença entre o CVU considerado para cálculo de encargos à serem repassados ao produto e o valor utilizado na Receita de Venda da parcela de usina “p”, no período de
comercialização “j”
INCp,j é o Custo Declarado da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
CVU_CCEARp,j é o Custo variável unitário utilizado para pagamento do CCEAR da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
6.2. Para usinas que estejam despachadas por restrição de operação constrained-off, o total de encargos passíveis de repasse é calculado conforme expressão abaixo:
Para usinas comprometidas com CCEAR por Disponibilidade sem obrigação de entrega:
𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(𝐸𝑁𝐶_𝐶𝑂𝑁𝑆𝑇_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑗 ∗ 𝑃𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚; 𝑳𝑰𝑴_𝑬𝑵𝑪_𝑷𝑹𝑶𝑫𝒑,𝒕,𝒍,𝒋 ∗ 𝑚𝑎𝑥 (0;𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗 − 𝐼𝑁𝐶𝑝,𝑗) )
Para usinas comprometidas com CER por Disponibilidade
𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = 𝐸𝑁𝐶_𝐶𝑂𝑁𝑆𝑇_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑗 ∗ 𝑃𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚
Onde:
TENC_PROD_P_OFFp,t,l,j é o Total Preliminar de Encargos Associado ao Produto, referente à restrição de operação constrained-off, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”,
do leilão “l”, no período de comercialização “j”
ENC_CONST_OFFp,j é o Encargo por Restrição de Operação Constrained-Off da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
PC_PRODp,t,l,m é o Percentual de Comprometimento com Produtos da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
LIM_ENC_PRODp,t,l,j é o Limite de repasse de encargos por restrição de operação constrained-off Associado ao Produto de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão
“l”, no período de comercialização “j”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, no período de comercialização “j”
INCp,j é o Custo Declarado da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
6.2.1. O limite de repasse de encargo por restrição de operação constrained-off representa a diferença da quantidade prevista de geração da usina despachada por encargo e a geração destinada
para atendimento ao produto, conforme expressão:
𝑳𝑰𝑴_𝑬𝑵𝑪_𝑷𝑹𝑶𝑫𝒑,𝒕,𝒍,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥 (0; 𝑸𝑬𝑨_𝑹𝑬𝑺𝑻_𝑶𝑷_𝑷𝑹𝑶𝑫𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 − 𝐺_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑡,𝑙,𝑗)
Onde:
LIM_ENC_PRODp,t,l,j é o Limite de repasse de encargos por restrição de operação constrained-off Associado ao Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão
“l”, no período de comercialização “j”
QEA_REST_OP_PRODp,t,l,j é a Quantidade de Energia Ajustada considerada para repasse de encargo, constrained-off, ao produto de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”,
do leilão “l”, no período de comercialização “j”
G_PROD_DOMPp,t,l,j é a Geração Destinada para Atendimento ao Produto na Ordem de Mérito de cada parcela de usina “p”, referente ao produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização
“j”
6.2.1.1. A quantidade de energia ajustada considerada para cálculo do repasse de encargos, por restrição de operação constrained-off ao produto é determinada conforme expressão:
𝑸𝑬𝑨_𝑹𝑬𝑺𝑻_𝑶𝑷_𝑷𝑹𝑶𝑫𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 = ((𝑀_𝐶𝑂𝑁𝑆𝑇_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑗 ∗ 𝐹_𝑃𝐷𝐼𝑝,𝑗 ∗ 𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗) + 𝐺_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗)∗ 𝑃𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚
Onde:
QEA_REST_OP_PRODp,t,l,j é a Quantidade de Energia Ajustada considerada para repasse de encargo, constrained-off, ao produto de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”,
do leilão “l”, no período de comercialização “j”
M_CONST_OFFp,j é o Montante de geração frustrada por Constrained-Off determinado pelo ONS da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina não hidráulica “p”, 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”
G_DOMPp,j é a Geração na Ordem de Mérito de cada parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
PC_PRODp,t,l,m é o Percentual de Comprometimento com Produtos da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
7. Para as usinas comprometidas com CCEARs com obrigação de entrega proveniente de leilões de energia nova ou existente, a receita de encargos não é repassada para distribuidora.
7.1. Para as usinas comprometidas com CCEARs com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou energia existente, temos:
𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃𝑝,𝑡,𝑙,j = 0
Onde:
TENC_PROD_Pp,t,l,j é o Total Preliminar de Encargos Associado ao Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de apuração “j”
8. O Total de Encargos Associado ao Produto concatena o total dos encargos associados ao Produto no mês de referência, e é calculado pelo somatório de todos os períodos de
comercialização, conforme expressão:
𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 = ∑ 𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝑃𝑝,𝑡,𝑙,𝑗
𝑗∈𝑚
Onde:
TENC_PRODp,t,l,m é o Total de Encargos Associado ao Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
TENC_PROD_Pp,t,l,j é o Total Preliminar de Encargos Associado ao Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
9. O Resultado Final da Usina Associado ao Produto consolida os montantes apurados referentes (i) ao efeito no MCP e (ii) aos encargos correspondentes a cada usina comprometida com
o produto negociado em cada leilão, no mês de apuração, expresso por:
𝑅𝐹𝑈_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 = 𝐸𝑀𝐶𝑃_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 + 𝑇𝐸𝑁𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚
Onde:
RFU_PRODp,t,l,m é o Resultado Final da Usina Associado ao Produto da parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
EMCP_PRODp,t,l,m é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
TENC_PRODp,t,l,m é o Total de Encargos Associado ao Produto de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”
10. O cálculo do Resultado Final da Usina Associado ao Comprador do Produto relaciona o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto na proporção em que o comprador foi afetado no
MCP devido à contratação (incluindo efeitos diferenciados por leilão), e o Total de Encargos Associado ao Produto na proporção em que a distribuidora tem contratos com a usina que motivou os
encargos, com o objetivo de determinar os efeitos do CCEAR por disponibilidade ou CER sob a óptica do comprador. O Resultado Final da Usina Associado ao Comprador do Produto é expresso
por:
Para usinas termelétricas comprometidas com leilões de energia nova realizados de 2016 em diante ou 23° e 24° Leilões de Energia Existente:
𝑅𝐹𝑈𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑎,𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 = (𝑹𝑬𝑪_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 + 𝑹𝑬𝑪_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪_𝟑𝑨𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 + 𝑹𝑬𝑪_𝑨𝑻𝑹_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 − 𝑹𝑬𝑸_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎) + 𝑻𝑬𝑵𝑪_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎
Para as demais usinas:
𝑅𝐹𝑈𝐶_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑎,𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 = (𝑹𝑬𝑪_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 + 𝑹𝑬𝑪_𝑨𝑻𝑹_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 − 𝑹𝑬𝑸_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎)+ 𝑻𝑬𝑵𝑪_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎
Onde:
RFUC_PRODa,p,t,l,m é o Resultado Final da Usina Associado ao Comprador do Produto, para cada perfil de agente “a”, comprador de CCEAR por disponibilidade ou CER, referente a parcela de usina
“p”, negociada no produto “t”, do leilão, “l”, no mês de apuração “m”
REC_PROD_Ca,p,t,l,m é o Recurso Associado ao Comprador do Produto, para cada perfil de agente “a”, comprador de CCEAR por disponibilidade ou CER, referente a parcela de usina “p”, negociada
no produto “t”, do leilão, “l”, no mês de apuração “m”
REC_PROD_C_3Aa,p,t,l,m éo Recurso Associado ao Comprador do Produto nos 3 Primeiros Anos,para cada perfil deagente “a”,comprador deCCEAR por disponibilidadeou CER, referente a parcela
de usina “p”, negociada no produto “t”, do leilão, “l”, no mês de apuração “m”
REC_ATR_PROD_Ca,p,t,l,m é o Recurso Associado ao Comprador do Produto Vinculado ao Atraso para cada perfilde agente “a”, comprador de CCEAR por disponibilidade ou CER, referente a parcela
de usina “p”, negociada no produto “t”, do leilão, “l”, no mês de apuração “m”
REQ_PROD_Ca,p,t,l,m éo Requisito Associado ao Comprador do Produto,para cada perfildeagente“a”,comprador deCCEARpor disponibilidadeou CER,referentea parcela deusina “p”,negociada
no produto “t”, do leilão, “l”, no mês de apuração “m””
TENC_PROD_Ca,p,t,l,m é o Total de Encargos Associado ao Comprador do Produto para cada perfil de agente “a”, comprador de CCEAR por disponibilidade ou CER, referente a parcela de usina “p”,
negociada no produto “t”, do leilão, “l”, no mês de apuração “m””
10.1. Para os CCEARs por Disponibilidade e CERs, o Recurso Associado ao Comprador do Produto é determinado pela Geração entregue ao produto, ou ainda obrigação de entrega, aplicado o
respectivo fator de comprometimento, conforme seguinte equação:
𝑹𝑬𝑪_𝑷𝑹𝑶𝑫_𝑪𝒂,𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 = (∑ (𝐺_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 + ∑ 𝑂𝐵𝐸_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑒,𝑗
𝑒∈𝐸𝑃𝑇𝐿
)
𝑗∈𝑚
∗ 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗) ∗ 𝐹_𝐶𝑃𝑅𝑂𝐷𝑎,𝑝,𝑡,𝑙,𝑚
Onde: