RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.089, DE 23 DE ABRIL DE 2024 (parte 18 de 70)

Unidade R$
Fornecedor
Consolidação de Resultados (Ajustes Decorrentes do Alívio
Retroativo)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
SF_FUTm
Sobra Financeira para Alívio das Despesas Futuras
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
Unidade R$
Fornecedor
Encargos (Anexo I–Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio
Retroativo)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
SF_MA_TPAPm
Sobra Financeira do Mês Anterior referente ao Total de Penalidades Aplicadas para Alívio
do ESS
Descrição
Sobra Financeira do Mês Anterior referente ao Total dePenalidades
Aplicadas para Alívio do ESS no mês de apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Encargos (Total de Recursos Ajustados para Alívio de ESS)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
SFM_FUT_RECONTm
Sobra Financeira para Alívio das Despesas Futuras para fins de Recontabilização
Descrição
Sobra Financeira para Alívio das Despesas Futuras para fins de
Recontabilização no mês de apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor
Tratamento das Exposições (Total das Exposições Positivas e
Negativas)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
TPAP_ESSm
Total de Penalidades Aplicadas para Alívio do ESS
Descrição
Total de Penalidades Aplicadas para Alívio do ESS no mês de
apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Encargos (Total de Recursos Ajustados para Alívio de ESS)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
3.1.3. Dados de Saída da Apuração da Sobra de Recursos Financeiros no Mês
SFF_ESS_FUTm
Sobra Financeira Final 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 despesas futuras com ESS acrescido da sobra dos recursos
financeiros destinados ao alívio retroativo
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos ou Zero
3.2. Anexo II - Ajustes decorrentes da Contratação de CCEAR por quantidade para usinas aptas
Objetivo:
Apurar o efeito da contratação por quantidade para as usinas aptas a ser considerado nos resultados da contabilização dos agentes.
Contexto:
Os contratos regulados por quantidade para usinas aptas a gerar preveem, em suas cláusulas contratuais, que o compromisso de contratação seja reduzido, na proporção do comprometimento,
do agente vendedor. Os efeitos de exposições negativas provenientes do MCP deverão ser alocados aos agentes compradores. A Figura 15 situa essa etapa do cálculo em relação ao módulo
completo de consolidação de resultados:
Figura 15: Geral do Módulo de Regras: “10 - Consolidação de Resultados”
3.2.1. Detalhamento dos Ajustes Decorrentes da Contratação por Quantidade
67. Para usinas hidráulicas que negociaram energia em leilões de energia nova que possuam em seus contratos cláusulas específicas de isenção de exposições negativas em caso de atraso,
desde que atestado pela ANEEL, da entrada em operação comercial das instalações de uso do âmbito de distribuição ou de transmissão da Rede básica necessárias para o escoamento da energia
produzida pela usina, terá tratamento especifico de acordo com os seguintes comandos e expressões:
68. A alocação da garantia física apta será priorizada para o atendimento aos CCEAR-Q que apresentem isenção deexposições negativas de curto prazo.
69. Os efeitos relacionados a usinas vinculadas a produtos negociados em CCEAR por quantidade, que possuam ao menos uma unidade geradora com status de apta, será dado pelo menor
valor entre a soma dos contratos passiveis de repasse de efeitos de apta, e a garantia física vinculada a unidade geradora apta multiplicada pelo fator de proporcionalização de alocação da garantia
física apta. Dessa forma, o Efeito a ser considerado é expresso por:
𝐸𝐹𝐴𝑃_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝑄𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝐶𝑄𝑒,𝑗 𝑒∈𝐼𝑆𝐴𝑃𝑇𝐴 ;(𝑮𝑭_𝑨𝑶𝑪_𝑸𝒑,𝒋 ∗ 𝑭𝑷𝑨_𝑨𝑷𝑻𝑨𝜶,𝒋))
Onde:
EFAP_CCEAR_Qp,j é o Efeito de Apta com CCEAR por Quantidade de cada parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
CQe,j é a Quantidade Contratada do contrato “e”, no período de comercialização “j”
GF_AOC_Qp,j é a Garantia Física Apta da Usina Comprometida com CCEAR por Quantidade da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
FPA_APTAα,j é o fator de proporcionalização de alocação da garantia física apta aos CCEAR-Q com direito a isenção do agente “α”, no período de comercialização “j”
“ISAPTA” é o conjunto de contratos que isentam o agente “α” vendedor das exposições do MCP, em caso de ao menos uma unidade geradora estiver apta a entrar em operação comercial
69.1. O cálculo da Garantia Física Apta da Usina Comprometida com CCEAR por Quantidade é determinado pelos seguintes comandos:
69.1.1. Para usinas cujo contrato deconcessão ou o ato regulatório contenha informações referentes à Garantia Física deMotorização, o cálculo da Garantia Física Apta da Usina Comprometida
com CCEAR por Quantidade é realizado com base na Garantia Física não performada em função do número de unidades geradoras aptas da usina, expresso por:
𝑮𝑭_𝑨𝑶𝑪_𝑸𝒑,𝒋 = 𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑂𝑇𝑝,𝑛𝑎𝑝 − 𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑂𝑇𝑝,𝑛
Onde:
GF_AOC_Qp,j é a Garantia Física Apta da Usina Comprometida com CCEAR por Quantidade da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFIS_MOTp,nap é a Garantia Física de Motorização da parcela de usina “p”, referente às “nap” unidades geradoras em operação comercial e aptas a entrar em operação comercial
GFIS_MOTp,n é a Garantia Física de Motorização da parcela de usina “p”, referente às “n” unidades geradoras em operação comercial
69.1.2. Para as usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha informações referentes à Garantia Física de Motorização, o cálculo da Garantia Física Apta da Usina
Comprometida com CCEAR por Quantidade é obtido pela Garantia Física da usina na proporção da capacidade das unidades geradoras aptas a entrar em operação comercial em relação à
capacidade total da usina, conforme a seguinte expressão:
𝑮𝑭_𝑨𝑶𝑪_𝑸𝒑,𝒋 = 𝐺𝐹 𝑝 ∗ 𝑚𝑖𝑛(1;
∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑈𝐺𝐴𝐶𝐴
𝐶𝐴𝑃_𝑇𝑝
)
Onde:
GF_AOC_Qp,j é Garantia Física Apta da Usina Comprometida com CCEAR por Quantidade da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
GFp é a Garantia Física da parcela de usina “p”
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_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina “p”
“UGACA” é o conjunto de Unidades Geradoras Atestadas Como Aptas a Entrar em Operação Comercial pela Aneel da parcela de usina “p”, durante o período de suprimento do contrato
69.2. O cálculo do fator de Proporcionalização de alocação da Garantia Física Apta aos CCEAR-Q deverá ser determinado para o agente proprietário de uma usina com ao menos uma unidade
geradora em status de apta e comprometida com CCEAR-Q, e tenha vendido contratos no ambiente livre de contratação, que por sua vez não possuam isenção de exposições negativas na situação
de apta,proporcionalize a alocação da garantia física para os contratos do ambiente livre e o CCEAR-Q. De modo que, caso o agente possua apenas o CCEAR-Q com isenção, este fator apresentará
repasse de 100% da Garantia física apta. A posição é determinada pela comercialização líquida, ou seja, contratos bilaterais de venda no ambiente livre que estejam lastreados por contratos
bilaterais de compra não serão considerados para alocação.
69.2.1. Para cada agente será determinado o fator de proporcionalização de alocação de garantia física apta de acordo com os seguintes comandos:
𝑭𝑷𝑨_𝑨𝑷𝑻𝑨𝜶,𝒋 =
∑ 𝐶𝑄𝑒,𝑗 𝑒∈𝐼𝑆𝐴𝑃𝑇𝐴
𝑪𝑸_𝑳𝑰𝑸_𝑨𝑷𝑻𝑨𝜶,𝒋
∀ 𝑒 ∈ 𝛼
Onde:
FPA_APTAα,j é o fator de proporcionalização de alocação da garantia física apta aos CCEAR-Q com direito a isenção do agente “α”, no período de comercialização “j”
CQe,j é a Quantidade Contratada do contrato “e”, no período de comercialização “j”
CQ_LIQ_APTAα,j é a contratação líquida para apuração da isenção das exposições negativas de usinas com unidades geradoras em status de apta que apresentem CCEAR-Q com direito a isenção,
para o agente “α”, no período de comercialização “j”.
“ISAPTA” é o conjunto de contratos que isentam o agente “α” vendedor das exposições do MCP, em caso de ao menos uma unidade geradora estiver apta a entrar em operação comercial
69.2.1.1. A contratação líquida a ser considerada para proporcionalização de alocação da garantia física apta aos CCEAR-Q é definida de acordo com a seguinte expressão:
𝑪𝑸_𝑳𝑰𝑸_𝑨𝑷𝑻𝑨𝜶,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥 (∑ ( ∑ 𝐶𝑄𝑒,𝑗
𝑒∈𝐼𝑆𝐴𝑃𝑇𝐴
)
𝑎∈𝛼
; ∑ ( ∑ 𝐶𝑄𝑒,𝑗
𝑒∈𝐸𝑉𝐴
− ∑ 𝐶𝑄𝑒,𝑗
𝑒∈𝐸𝐶𝐴
)
𝑎∈𝛼
)
∀ 𝑒 ∈ 𝑎
Onde:
CQ_LIQ_APTAα,j é a contratação líquida para apuração da isenção das exposições negativas de usinas com unidades geradoras em status de apta que apresentem CCEAR-Q com direito a isenção,
para o agente “α” no período de comercialização “j”.
CQe,j é a Quantidade Contratada do contrato “e”, no período de comercialização “j”
“ISAPTA” é o conjunto de contratos que isentam o vendedor das exposições do MCP, em caso de ao menos uma unidade geradora estiver apta a entrar em operação comercial
“EVA” é o conjunto de contratos de venda “e”, do perfil de agente “a”
“ECA” é o conjunto de contratos de compra “e”, do perfil de agente “a”
70. O Efeito no Mercado de Curto Prazo da contratação decada usina apta comprometida com CCEAR por quantidade, corresponde à totalização no mês da valoração do Efeito de Apta com
CCEAR por Quantidade ao Preço de Liquidação das Diferenças, e é expresso por:
𝐸𝑀𝐶𝑃_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝑄𝑝,𝑚 = ∑(𝐸𝐹𝐴𝑃_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝑄𝑝,𝑗 ∗ 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗)
𝑗∈𝑚
Onde:
EMCP_CCEAR_Qp,m é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto por Quantidade de cada parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
EFAP_CCEAR_Qp,j é o Efeito de Apta com CCEAR por Quantidade de cada parcela de usina “p”, 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
71. A determinação do Efeito preliminar do CCEAR por quantidade para o agente comprador, por usina, nesses contratos é dado conforme a seguinte expressão:
𝐸𝐶𝑄𝐶_𝑃𝑅𝐸𝑎,𝑝,𝑚 = 𝐸𝑀𝐶𝑃_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝑄𝑝,𝑚 ∗ 𝑭_𝑪𝑸𝑼𝑨𝑵𝑻𝒂,𝒑,𝒎
Onde:
ECQC_PREa,p,m é o Efeito preliminar do CCEAR por quantidade para o Comprador, para cada perfil de agente “a”, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
EMCP_CCEAR_Qa,m é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto por Quantidade Total de cada agente “a”, no mês de apuração “m”
F_CQUANTa,p,m é o fator de comprometimento do perfil agente comprador “a”, com contratos com a Cláusula do Efeito Desejado onde o vendedor é a parcela de usina “p”, no mês de apuração
“m”
71.1. O Fator de Comprometimento com Produtos por Quantidade é determinado em função da participação do agente comprador de um contrato por quantidade em relação à todos os
compradores de CCEARs por quantidade da mesma usina, expresso por:
𝑭_𝑪𝑸𝑼𝑨𝑵𝑻𝒂,𝒑,𝒎 =
∑ ∑ 𝐶𝑄𝑒,𝑗 𝑗∈𝑚 𝑒∈𝐼𝑆𝐴𝑃𝑇𝐴𝐶
∑ ∑ 𝐶𝑄𝑒,𝑗 𝑗∈𝑚 𝑒∈𝐼𝑆𝐴𝑃𝑇𝐴
Onde:
F_CQUANTa,p,m é o fator de comprometimento do perfil agente comprador “a”, com contratos com a Cláusula do Efeito Desejado onde o vendedor é a parcela de usina “p”, no mês de apuração
“m”
CQe,j é a Quantidade Contratada do contrato “e”, no período de comercialização “j”
“ISAPTAC” é o conjunto de contratos que isentam o vendedor das exposições do MCP, em caso de ao menos uma unidade geradora estiver apta a entrar em operação comercial, vinculados à
parcela de usina “p”, em que o agente “a” é comprador
“ISAPTA” é o conjunto de contratos que isentam o agente “α” vendedor das exposições do MCP, em caso de ao menos uma unidade geradora estiver apta a entrar em operação comercial
72. A determinação do Efeito do CCEAR por quantidade para o agente comprador nesses contratos consolida o resultado final do Efeito no Mercado de Curto Prazo Total ao Comprador dos
Produtos negociados, conforme a seguinte expressão:
𝐸𝐶𝑄𝐶𝑎,𝑚 = ∑ 𝐸𝐶𝑄𝐶_𝑃𝑅𝐸𝑎,𝑝,𝑚
𝑝∈𝑃𝐶𝑄𝑇𝐴
Onde:
ECQCa,m é o Efeito do CCEAR por quantidade para o Comprador, para cada perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
ECQC_PREa,p,m é o Efeito preliminar do CCEAR por quantidade para o Comprador, para cada perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
“PCQTA” é o conjunto de parcelas de usinas “p”, comprometidas com contratos por quantidade, onde o perfil de agente “a” é o comprador do contrato por quantidade
73. A determinação do Efeito do CCEAR por quantidade para o agente vendedor, consolida o resultado final do Efeito no Mercado de Curto Prazo Total ao Vendedor dos Produtos negociados,
conforme a seguinte expressão:
𝐸𝐶𝑄𝑉 𝑎,𝑚 = ∑ 𝐸𝑀𝐶𝑃_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝑄𝑝,𝑚
𝑝∈𝑎
Onde:
ECQVa,m é o Efeito do CCEAR por quantidade para o Vendedor para cada perfil de agente, “a”, no mês de apuração “m”
EMCP_CCEAR_Qa,m é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto por Quantidade Total de cada agente “a”, no mês de apuração “m”
74. O Efeito do CCEAR por quantidadedeusinas aptas compõeo resultado da contabilização decada agentevinculado à contratação nesta modalidade.Estecálculo representa a redução do
compromisso contratual para os vendedores de contratos por quantidade que tenham usinas aptas no mês. O Efeito do CCEAR por quantidade é dado pela diferença entre o Efeito do CCEAR por
quantidade para o Comprador e para o Vendedor, expresso por:
𝐸𝐶𝑄𝐴𝑎,𝑚 = 𝐸𝐶𝑄𝑉 𝑎,𝑚 − 𝐸𝐶𝑄𝐶𝑎,𝑚
Onde:
ECQAa,m é o Efeito do CCEAR Quantidade de Usinas Aptas, para cada perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
ECQCa,m é o Efeito do CCEAR por quantidade para o Comprador para cada perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
ECQVa,m é o Efeito do CCEAR por quantidade para o Vendedor para cada perfil de agente, “a”, no mês de apuração “m”
3.2.2. Dados de Entrada dos Ajustes decorrentes da Contratação de CCEAR por quantidade para usinas aptas
CQe,j
Quantidade Modulada do Contrato
Descrição
Quantidade Modulada do Contrato “e”, no período de
comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Contratos
Valores Possíveis Positivos ou Zero
CAPi,j
Capacidade Instalada
Descrição
Capacidade instalada associada a cada ponto de medição “i”, de
unidade geradora associada à parcela de usina “p”, no período de
comercialização “j”
Unidade MW
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
CAP_Tp
Capacidade Instalada Total
Descrição Capacidade instalada Total da usina “p”
Unidade MW
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
GFIS_MOTp,n
Garantia Física de Motorização
Descrição
Garantia Física Média no período de motorização “n”<NUBp, da
parcela de usina “p”, referente às “n” Unidades Geradoras em
operação comercial, informado no ato regulatório
Unidade MWh/h
Fornecedor MME/ANEEL/EPE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
PLDs,j
Preço de Liquidação das Diferenças
Descrição
Preço pelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de
Curto Prazo. Definido por submercado “s” e Período de
comercialização “j”
Unidade R$/MWh
Fornecedor Preço de Liquidação das Diferenças
Valores Possíveis Positivos
3.2.3. Dados de Saída dos Ajustes decorrentes da Contratação de CCEAR por quantidade para usinas aptas
ECQAa,m
Efeito do CCEAR Quantidade de Usinas Aptas
Descrição
Efeito da contratação por quantidade no caso de usinas atestadas
como aptas a entrar em operação comercial, para cada perfil de
agente “a”, no mês de apuração “m”
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
ECQC_PREa,p,m
Efeito preliminar do CCEAR por quantidade para o Comprador
Descrição
Efeito preliminar do CCEAR por quantidade para o Comprador, para
cada perfil de agente “a”, por usina “p”, no mês de apuração “m”
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
GF_AOC_Qp,j
Garantia Física Apta da Usina Comprometida com CCEAR por Quantidade
Descrição
Garantia Física Apta da Usina Comprometida com CCEAR por
Quantidade da parcela de usina “p”, no período de comercialização
“j”
Unidade MWmédio
Valores Possíveis Positivos ou Zero
3.3. Anexo III - Ajustes decorrentes do custo de usinas despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC
Objetivo:
Apurar os efeitos decorrentes de usinas que se encontrem despachadas por ordem de mérito e enquadradas na situação de PLD<INC.
Contexto:
No atual modelo do setor elétrico brasileiro, conforme dispõe o art. 57, do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, as operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no Mercado de Curto
Prazo são valoradas pelo PLD, calculado pela Câmara deComercialização de Energia Elétrica (CCEE).
O PLD é um valor determinado diariamente, de forma antecipada, limitado por preços mínimo e máximo, para cada período de comercialização e para cada submercado. Já o ONS calcula o
despacho de usina com algumas diferenças, com base no CMO, conforme detalhado no caderno de “Preço de Liquidação das Diferenças”.
Diante destas diferenças entre a composição do PLD e o CMO se observa a ocorrência da situação em que uma determinada usina termelétrica é despachada por ordem de mérito pelo ONS, porém
com o CVU maior do que o PLD calculado pela CCEE.
Portanto,a finalidade desta seção é ressarcir os custos dos geradores,despachados por ordem mérito de preço no ONS, não cobertos pelo PLD,rateando o custo remanescente por todos agentes
que apresentarem consumo no mês de apuração.
A Figura 16 situa essa etapa do cálculo em relação ao módulo completo de consolidação de resultados:
Figura 16: Geral do Módulo de Regras: “10 - Consolidação de Resultados”
1.1.1. Detalhamento dos Ajustes Decorrentes do custo de usinas despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC
75. Todas usinas termelétricas, com CVU não nulo, despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC , farão jus ao recebimento de ajuste financeiro referente à
parcela de custos, incorridos pela geração, que não estiverem cobertos pelo Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, estando elas comprometidas parcialmente ou totalmente descontratadas
com contratos regulados por disponibilidade.
76. Para usinas que estejam parcialmente comprometidas com contratos por disponibilidade, a parcela a receber será determinada pela diferença positiva entre a geração verificada no
centro de gravidade e seus comprometimentos. Já para usinas sem comprometimento com contratos regulados, a parcela de recebimento será a própria geração verificada.
76.1. Os montantes referentes ao percentual da usina comprometido com contratos regulados na modalidade disponibilidade não serão passíveis de conversão a custos de descolamento,
visto que já estão sendo considerados na composição da tarifa regulada, conforme Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, e, portanto, tais custos já estão embutidos na Receita de Venda
associada ao contrato regulado, e será recebido pelos geradores em sua Parcela Variável, paga pelos distribuidores compradores.
77. Estes custos serão pagos, na forma de rateio baseado no consumo líquido (abatimento da carga por geração própria estando localizado no mesmo sítio ou não), por todos os perfis de
agente do Sistema Interligado Nacional - SIN.
78. Os custos de descolamento provocados pela condição de usinas despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC, deverão ser determinados para cada usina,
conforme expressão abaixo:
𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑃𝑝,𝑗 = 𝑮_𝑪𝑼𝑺𝑻𝑶_𝑫𝑬𝑺𝑪𝒑,𝒋 ∗ 𝑚𝑎𝑥 (0;(𝐼𝑁𝐶𝑝,𝑗 − 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗))
Onde:
C_DESC_Pp,j é o Custo devido ao descolamento entre PLD e CMO da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
G_CUSTO_DESCp,j é a Geração Final passível de apuração de custo de descolamento da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
INCp,j é o Custo Declarado da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, no período de comercialização “j”
“s” refere-se ao submercado onde está localizada a parcela de usina “p”
78.1. A Geração considerada para valorar os custos de descolamento de usinas despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC, é dada por:
78.1.1. Para usinas que não estão comprometidas com Leilões de Energia Nova/Existente ou PCS:
𝑮_𝑪𝑼𝑺𝑻𝑶_𝑫𝑬𝑺𝑪𝒑,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥 (0;(𝐺_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗 − 𝐺_𝐼𝑁𝐹_𝐴𝐶𝐿_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗))
Onde:
G_CUSTO_DESCp,j é a Geração Final passível de apuração de custo de descolamento da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
G_DOMP,j é a Geração Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
G_INF_ACL_DOMPp,m é a Geração Inflexível do ambiente livre na ordem de mérito de cada parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
78.1.2. Para usinas termoelétricas comprometidas com CCEAR sem obrigação de entrega:
𝑮_𝑪𝑼𝑺𝑻𝑶_𝑫𝑬𝑺𝑪𝒑,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥(0;(𝐺_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗 − 𝐺_𝐼𝑁𝐹_𝐴𝐶𝐿_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗 − ∑ ∑ 𝐺_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑡,𝑙,𝑗
𝑡∈𝑇𝐿𝑃 𝑙∈𝐿𝑃
))
Onde:
G_CUSTO_DESCp,j é a Geração Final passível de apuração de custo de descolamento da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
G_DOMP,j é a Geração Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
G_INF_ACL_DOMPp,m é a Geração Inflexível do ambiente livre na ordem de mérito de cada parcela de usina “p”, 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”
79.1.2.1 Para usinas termoelétricas comprometidas com PCS:
𝑮_𝑪𝑼𝑺𝑻𝑶_𝑫𝑬𝑺𝑪𝒑,𝒋 = 0
Onde:
G_CUSTO_DESCp,j é a Geração Final passível de apuração de custo de descolamento da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
78.1.3. Para usinas termoelétricas comprometidas com CCEAR com obrigação de entrega:
78.1.3.1. Para usinas comprometidas com leilões realizados antes de 2011, que alteraram o regime de entrega conforme REN 658/2015:
𝑮_𝑪𝑼𝑺𝑻𝑶_𝑫𝑬𝑺𝑪𝒑,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥 (0;(𝐺_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗 − (∑ ∑ 𝐷𝐼𝑆𝑃_𝑀𝐴𝑋_𝐴𝑃𝑈𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 ∗ 𝑨𝑱𝑼_𝑷𝑨𝑹𝑪_𝑫𝑶𝑴𝑷𝒑,𝒋
𝑡∈𝑇𝐿𝑃 𝑙∈𝐿𝑃
∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗) − 𝐺_𝐼𝑁𝐹_𝐴𝐶𝐿_𝐷𝑂𝑀𝑃_𝐴𝐽𝑈𝑝,𝑗))
Onde:
G_CUSTO_DESCp,j é a Geração Final passível de apuração de custo de descolamento da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
G_DOMPp,j é a Geração Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
DISP_MAX_AJUp,t,l,j é a Disponibilidade Máxima Contratual Ajustada da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
F_COMERCIALp,j é o Fator de Energia Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
G_INF_DOMPp,j é a Geração Inflexível Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“TLP” é o conjunto dos produtos “t”, em que a parcela da usina “p”, está comprometida com o leilão “l”
“LP” é o conjunto de leilões “l”, em que cada parcela da usina “p” está comprometida
78.1.3.2. Para usinas comprometidas com leilões de energia nova realizados de 2011 a novembro de 2013 (12º ao 17º LEN) e leilões de energia existente:
𝑮_𝑪𝑼𝑺𝑻𝑶_𝑫𝑬𝑺𝑪𝒑,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥(0;(𝐺_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗 − (∑ ∑ 𝐷𝐼𝑆𝑃_𝑀𝐴𝑋𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 ∗ 𝑨𝑱𝑼_𝑷𝑨𝑹𝑪_𝑫𝑶𝑴𝑷𝒑,𝒋
𝑡∈𝑇𝐿𝑃 𝑙∈𝐿𝑃
∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗) − 𝐺_𝐼𝑁𝐹_𝐴𝐶𝐿_𝐷𝑂𝑀𝑃_𝐴𝐽𝑈𝑝,𝑗))
Onde:
G_CUSTO_DESCp,j é a Geração Final passível de apuração de custo de descolamento da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
G_DOMPp,j é a Geração Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
DISP_MAX_AJUp,t,l,j é a Disponibilidade Máxima Contratual Ajustada da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
F_COMERCIALp,j é o Fator de Energia Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
G_INF_DOMPp,j é a Geração Inflexível Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“TLP” é o conjunto dos produtos “t”, em que a parcela da usina “p”, está comprometida com o leilão “l”
“LP” é o conjunto de leilões “l”, em que cada parcela da usina “p” está comprometida
78.1.3.3. Para usinas comprometidas com leilões de energia nova realizados de dezembro de 2013 a 2015 (18º ao 22º LEN):
𝑮_𝑪𝑼𝑺𝑻𝑶_𝑫𝑬𝑺𝑪𝒑,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥 (0;(𝐺_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗 − (∑ ∑ 𝐷𝐼𝑆𝑃_𝑀𝐴𝑋_𝐴𝑃𝑈𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 ∗ 𝑨𝑱𝑼_𝑷𝑨𝑹𝑪_𝑫𝑶𝑴𝑷𝒑,𝒋
𝑡∈𝑇𝐿𝑃 𝑙∈𝐿𝑃
∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗) − 𝐺_𝐼𝑁𝐹_𝐴𝐶𝐿_𝐷𝑂𝑀𝑃_𝐴𝐽𝑈𝑝,𝑗))
Onde:
G_CUSTO_DESCp,j é a Geração Final passível de apuração de custo de descolamento da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
G_DOMPp,j é a Geração Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
DISP_MAX_AJUp,t,l,j é a Disponibilidade Máxima Contratual Ajustada da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
F_COMERCIALp,j é o Fator de Energia Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
G_INF_DOMPp,j é a Geração Inflexível Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“TLP” é o conjunto dos produtos “t”, em que a parcela da usina “p”, está comprometida com o leilão “l”
“LP” é o conjunto de leilões “l”, em que cada parcela da usina “p” está comprometida
78.1.3.4. Para usinas comprometidas com leilões de energia nova realizados de 2016 em diante (23º LEN em diante):
𝑮_𝑪𝑼𝑺𝑻𝑶_𝑫𝑬𝑺𝑪𝒑,𝒋 = 𝑚𝑎𝑥 (0;(𝐺_𝐷𝑂𝑀𝑃𝑝,𝑗 − 𝑂𝐵𝐸_𝑃𝑅𝑂𝐷_𝐶𝑃𝐹𝑝,𝑡,𝑙,𝑗 − 𝐺_𝐼𝑁𝐹_𝐴𝐶𝐿_𝐷𝑂𝑀𝑃_𝐴𝐽𝑈𝑝,𝑗))
Onde:
G_CUSTO_DESCp,j é a Geração Final passível de apuração de custo de descolamento da parcela de usina não hidráulica “p”, no período de comercialização “j”
G_DOMPp,j é a Geração Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
DISP_MAX_AJUp,t,l,j é a Disponibilidade Máxima Contratual Ajustada da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”
F_COMERCIALp,j é o Fator de Energia Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
G_INF_DOMPp,j é a Geração Inflexível Final na Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“TLP” é o conjunto dos produtos “t”, em que a parcela da usina “p”, está comprometida com o leilão “l”
“LP” é o conjunto de leilões “l”, em que cada parcela da usina “p” está comprometida
79. Os custos totais de descolamento a serem rateados, das usinas despachadas por ordem de mérito pelo ONS, será dado por:
𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑇𝑂𝑇𝑗 = ∑𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑃𝑝,𝑗
𝑝
Onde:
C_DESC_TOTj é custo total devido ao descolamento entre PLD e CMO no período de comercialização “j”
C_DESC_Pp,j é o Custo devido ao descolamento entre PLD e CMO da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
80. O recebimento total mensal, associado aos custos devido ao deslocamento entre PLD e CMO, de cada perfil de agente será calculada conforme expressão abaixo:
𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝐴𝑎,𝑚 = ∑ ∑ 𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑃𝑝,𝑗
𝑗∈𝑚 𝑝∈𝑎
Onde:
C_DESC_Aa,m é o recebimento total associado aos custos devido ao descolamento entre PLD e CMO do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
C_DESC_Pp,j é o Custo devido ao descolamento entre PLD e CMO da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
1.1.2. Detalhamento da Apuração da parcela de rateio para repasse dos custos devido ao descolamento entre PLD e CMO
81. O Consumo Líquido, para aplicação no rateio associado aos custos devido ao descolamento entre PLD e CMO, será dado por:
𝑇𝑅𝐶_𝐿𝐼𝑄𝑎,𝑗 = ∑𝑇𝑅𝐶_𝐸𝑆𝑆𝑎,𝑠,𝑗
𝑠
Onde:
TRC_LIQa,j é o Consumo Líquido de Referência do perfil de agente “a”, no período de comercialização “j”
TRC_ESSa,s,j é o Consumo de Referência para Pagamento de Encargos de Serviços do Sistema do perfil de agente “a”, por submercado “s”, no período de Comercialização “j”
82. A parcela a ser paga por cada perfil de agente, associada aos custos devidos ao descolamento entre PLD e CMO, deverá ser proporcional ao seu consumo líquido, no período de
comercialização, e será dado por:
𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑅𝐴𝑇𝑎,𝑗 = 𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑇𝑂𝑇𝑗 ∗
𝑇𝑅𝐶_𝐿𝐼𝑄𝑎,𝑗
∑ 𝑇𝑅𝐶_𝐿𝐼𝑄𝑎,𝑗 𝑎
Onde:
C_DESC_RATa,j é a parcela de pagamento, associado ao rateio dos custos devido ao descolamento entre PLD e CMO, do perfil de agente “a”, no período de comercialização “j”
C_DESC_TOTj é custo total devido ao descolamento entre PLD e CMO no período de comercialização “j”
TRC_LIQa,j é o Consumo Líquido de Referência do perfil de agente “a”, no período de comercialização “j”
83. A parcela mensal total a ser paga por cada perfil de agente, associada aos custos devidos ao descolamento entre PLD e CMO, será dado por:
𝐶𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑅𝐴𝑇_𝑀𝑎,𝑚 = ∑ 𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑅𝐴𝑇𝑎,𝑗
𝑗∈𝑚
Onde:
CDESC_RAT_Ma,m é a parcela de pagamento total mensal, associado ao rateio dos custos devido ao descolamento entre PLD e CMO, do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
C_DESC_RATa,j é a parcela de pagamento, associado ao rateio dos custos devido ao descolamento entre PLD e CMO, do perfil de agente “a”, no período de comercialização “j”
84. O efeito total dos custos devido ao descolamento entre PLD e CMO será dado por:
𝐸_𝐷𝐸𝑆𝐶𝑎,𝑚 = 𝐶_𝐷𝐸𝑆𝐶_𝐴𝑎,𝑚 − 𝐶𝐷𝐸𝑆𝐶_𝑅𝐴𝑇_𝑀𝑎,𝑚
Onde: