RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.089, DE 23 DE ABRIL DE 2024 (parte 62 de 70)

Figura 24 - Esquema Geral do Módulo de Regras: “Encargos”
3.2.1. Detalhamento do cálculo do Preço Médio Semanal utilizado para encargos por importação
76. O processo de cálculo da determinação do Preço Médio Semanal é composto pelos seguintes comandos e expressões:
76.1. O cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças médio semanal, em periodicidade horária, para efeito da determinação dos custos originados pela diferença entre o montante efetivamente
importado e o definido pelo ONS, será calculado conforme expressão abaixo:
𝑃𝐿𝐷_𝑀𝑆_𝐻𝑠,𝑗 = 𝑷𝑳𝑫_𝑴𝑺_𝑺𝒔,𝒘 ∗ 𝑆𝑃𝐷𝑚
∀⁡𝑗 ∈ 𝑤
Onde:
PLD_MS_Hs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças Médio Semanal Horário de um submercado “s”, por período de comercializaçãoa “j”
PLD_MS_Ss,w é o Preço de Liquidação das Diferenças médio semanal do submercado “s”, da semana “w”
SPDm é a duração de um período de comercialização em horas, no mês de apuração “m”
76.2. O cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças médio semanal será determinado, conforme a seguinte expressão:
𝑷𝑳𝑫_𝑴𝑺_𝑺𝒔,𝒘 =
∑ 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗 𝑗∈𝑤
𝑊_𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆𝑤
Onde:
PLD_MS_Ss,w é o Preço de Liquidação das Diferenças médio semanal do submercado “s”, da semana “w”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, por período de comercialização “j”
W_HORASw é a Quantidade de horas da semana “w”
3.2.2. Dados de Entrada do cálculo do Preço Médio Semanal utilizado para encargos por importação
PLDs,j
Preço de Liquidação das Diferenças
Descrição
Preço de Liquidação das Diferenças de um submercado “s”, por
período de comercialização “j”
Unidade R$/MWh
Fornecedor
Preço de Liquidação das Diferenças
(Determinação)
Valores Possíveis Positivos
W_HORAS
Quantidade de horas
Descrição Quantidade de horas da semana “w”
Unidade Hora
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos ou zero
PLD_MS_Ss,w
Preço de Liquidação das Diferenças médio semanal
Descrição
Preço de Liquidação das Diferenças médio semanal do submercado
“s”, da semana “w”
Unidade R$/MWh
Fornecedor Encargos (Anexo II)
Valores Possíveis Positivos
3.2.3. Dados de Saída do cálculo do Preço Médio Semanal utilizado para encargos por importação
PLD_MS_Hs,j
Preço de Liquidação das Diferenças Médio Semanal Horário
Descrição
Preço de Liquidação das Diferenças Médio Semanal Horário de um
submercado “s”, por período de comercialização “j”
Unidade Encargos (Anexo II)
Valores Possíveis Positivos
9 – Encargos 2020.7
1. Introdução
Os custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema para atendimento da demanda por energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), eque não estão incluídos no
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) estabelecido ex-ante pela CCEE para cada semana e patamar de carga, são denominados de Encargos. Esse módulo determina o valor desses encargos e
estabelece o critério de rateio destes montantes por todos os agentes de acordo com o estabelecido na legislação vigente.
Os encargos apurados mensalmente pela CCEE consistem basicamente em valores subdivididos em três categorias principais, dentro dos Encargos de Serviço de Sistema (ESS), de acordo com as
formas de rateio e alívio desses montantes determinadas pelo poder concedente.
Os Encargos de Segurança Energética são gerados devido ao despacho extraordinário de recursos energéticos adicionais por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, com
o objetivo de garantir o suprimento energético.
Os demais Encargos de Serviços de Sistema são rateados pelos agentes de consumo e possuem direito a alívio retroativo.
Por simplicidade de notação, quando houver a citação neste módulo dos “Encargos de Serviços do Sistema (ESS)”, o termo será referido aos Encargos de Serviços do Sistema, exceto Encargos por
Segurança Energética.
Figura 1: Relação do módulo 9 – Encargos com os demais módulos das Regras de Comercialização
Em linhas gerais, as informações de medição provenientes do módulo de regras “Medição Contábil”, a garantia física ajustada no centro de gravidade do sistema, considerando sazonalização flat,
provenientedo módulo “Repactuação do Risco Hidrológico do ACR”, além deinformações da ANEEL edo Operador Nacionaldo Sistema (ONS) são utilizadas para a formação dos encargos a serem
pagos aos agentes geradores com usinas passíveis de recebimento desses montantes. As demais informações advindas dos módulos de “Penalidades”, e “Tratamento das Exposições” são utilizadas
para alívio e rateio dos encargos apurados neste caderno de regras
1.1. Lista de Termos
Esse módulo utiliza os seguintes termos e expressões, cujas definições são encontradas no módulo de Definições e Interpretações, tratado como anexo das Regras de Comercialização.
▪ Acordo Operativo CCEE/ONS
▪ Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE)
▪ Custo Incremental
▪ Custo Variável Unitário (CVU)
▪ Deslocamento Hidráulico (DH)
▪ Inflexibilidade
▪ Mercado de Curto Prazo ou MCP
▪ Modalidades de Despacho
▪ Preço de Liquidação das Diferenças ou PLD
▪ PLDx
▪ Serviços Ancilares
1.2. Conceitos Básicos
1.2.1. O Esquema Geral
O módulo “9 – Encargos”, esquematizado na Figura 2, é composto por uma sequência de etapas de cálculo com o objetivo de apurar os montantes de encargos e o rateio desses valores entre os
agentes da CCEE, além de determinar os recursos disponíveis para o alívio retroativo das exposições financeiras e dos encargos de serviços de sistema:
Figura 2: Esquema Geral do Módulo de Regras: “9 – Encargos”
São apresentadas a seguir as descrições das etapas do processo que serão detalhadas neste documento:
Encargos por Restrição de Operação
Calcula o montante de encargos por restrição de operação, das usinas não hidráulicas, pela diferença entre a geração realizada/instruída pelo ONS e a geração prevista na programação sem
restrições da CCEE. Além disso, a geração referente às restrições de operação das usinas, cadastradas no modelo de otimização da programação diária, também são classificadas com restrição.
Esse encargo é resultante de três situações possíveis:
▪ Constrained-On: usina termelétrica despachada fora deordem de mérito para atender a critérios energéticos ou operacionais (desvios positivos da ordem de mérito);
▪ Constrained-Off: usina termelétrica que tem sua geração reduzida em relação à ordem de mérito para atender a critérios energéticos ou operacionais (desvios negativos da ordem de
mérito)
▪ Unit Commitment: usina termelétrica despachada fora de ordem de mérito para atender as restrições técnicas de operação dos critérios de tomada e descida de carga, e tempo mínimo
de acionamento.
Encargos de Serviços Ancilares
Determina os custos incorridos na prestação de serviços ancilares pelos agentes tais como compensação síncrona, ressarcimento de custos de operação e manutenção de equipamentos especiais
de supervisão, controle e comunicação autorizados pelo poder concedente, e atendimento ao despacho complementar para manutenção da reserva de potência operativa.
Encargos de Segurança Energética
Determina os encargos oriundos das usinas despachadas por decisão do CMSE com o objetivo de garantir o suprimento energético e dos encargos oriundos do deslocamento hidráulico
proporcionado pela geração por segurança energética e por importação de energia sem garantia física associada.
Encargos por Importação
Determina os encargos oriundos das usinas de importação de energia entre o Brasil e países vizinhos despachadas por decisão da ONS, com o objetivo de garantir a redução do custo imediato de
operação do SIN.
Encargos de Deslocamento Hidráulico
Determina os custos incorridos às usinas hidrelétricas participantes do MRE em função do deslocamento da geração dessas usinas pela ocorrência de geração fora da ordem de mérito do custo e
de importação de energia elétrica sem garantia física associada, de acordo com a Lei 13.360/2016, sendo que essas usinas hidrelétricas têm direito a ressarcimento através de dois tipos de
encargos:
• Encargo associado ao Deslocamento Hidráulico Energético: ressarce os custos das usinas hidrelétricas em função da redução da geração dessas usinas derivada da geração por segurança
energética e da importação de energia sem lastro associado.
• EncargoassociadoaoDeslocamentoHidráulicoElétrico: ressarceos custos das usinas hidrelétricas em funçãoda redução da geração dessas usinas derivada da geração termelétrica por
restrição elétrica, elegível, por critérios estabelecidos pelo ONS, como fonte da redução da geração das usinas hidrelétricas do MRE.
• Encargo associado ao Deslocamento Hidráulico por Inflexibilidade: ressarce os custos das usinas hidrelétricas em função da redução da geração dessas usinas, derivada de inflexibilidade
termelétrica realizada após o fechamento da programação do despacho por mérito econômico e por geração fora da ordem de mérito de custo para compensar falta de combustível.
Apuração do Valor dos Encargos Não Ajustados
Determina os valores preliminares, em R$/MWh, dos encargos de serviços do sistema, formados pelas restrições de operação, prestação de serviços ancilares e deslocamento hidráulico oriundo
de restrições elétricas que são passíveis de alívio.
Apuração do Valor de Encargos de Segurança Energética
Determina o totaldos custos oriundos da segurança energética,quecontempla o ressarcimento dos custos das usinas despachadas por segurança energética eo custo do deslocamento hidráulico
provocado por essa geração. A partir desse valor, determina-se o montante, em R$/MWh, do encargo por segurança energética.
Total de Recursos Ajustados para Alívio de ESS
Consolida o total de recursos financeiros disponíveis para alívio de encargos de serviços do sistema.
Ajuste dos Encargos Apurados de Restrição de Operação e Serviços Ancilares
Estabelece os valores finais, em R$/MWh, a serem aplicados a cada MWh consumido no SIN,de modo a compor o montante a ser transferido às usinas recebedoras deencargos via contabilização
CCEE.
Consolidação dos Encargos
Estabelece os valores, por agente e mês de apuração, dos montantes a serem pagos e recebidos no âmbito da contabilização da CCEE a título de encargos de serviços do sistema (ESS).
Anexo
▪ Anexo I – Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo: consolida os recursos financeiros residuais a serem utilizados para alívio retroativo de encargos e exposições
financeiras negativas (decorrentes do tratamento das exposições em função da eventualdiferença depreços entreos submercados),bem como os recursos destinados a alívio futuro deencargos.
1.2.2. Restrições de Operação
O Brasil, em função da predominância hidráulica do parque gerador, decidiu adotar o modelo de despacho centralizado (tight pool), em que o ONS decide a quantidade de energia a ser despachada
por usina integrante do sistema interligado, com base em cadeia de modelos de otimização do uso da água estocada nos reservatórios.
Essa cadeia de modelos de otimização é a mesma utilizada pela CCEE na determinação do PLD. Na determinação do CMO, o ONS considera as restrições de transmissão internas a cada submercado
para queo despacho atenda a demanda do mercado eassegurea estabilidade do sistema.Já a CCEE calcula um PLD único para todo o submercado,ou seja,para efeito do cálculo do preço,a CCEE
trabalha como se a energia estivesse igualmente disponível em todos os pontos de consumo desse mesmo submercado. Dessa forma, as restrições internas aos submercados não são consideradas.
Há, portanto, uma diferença importante entre o despacho econômico calculado pela CCEE e o despacho elétrico operacionalizado pelo ONS. Dessa forma, é possível que as usinas venham a ser
despachadas em níveis diferentes dos previstos na CCEE. Essas diferenças são ressarcidas a essas usinas pelos Encargos de Serviços do Sistema.
Os custos associados às restrições de operação correspondem ao ressarcimento para as usinas cuja produção elétrica tenha sido afetada por restrições de operação dentro de um submercado.
Têm direito ao recebimento de encargos por restrições de operação apenas as usinas termelétricas com CVU não nulo.
O cálculo dos encargos relativos ao custo de restrição de operação incorpora também as diferenças não previstas pelo despacho sem restrição ex-ante da CCEE e captadas pelo despacho real
verificado, realizado pelo ONS, como: alterações na configuração do sistema decorrentes da queda de uma linha de transmissão, uma grande chuva que venha a ocorrer após o cálculo do modelo
de otimização da programação e que pode alterar substancialmente o planejamento da operação de curto prazo do ONS, dentre outras possibilidades.
A diferença entre a geração realizada/instruída pelo ONS e a geração prevista na programação sem restrições da CCEE pode resultar em duas situações possíveis, conforme mencionado
anteriormente, quais sejam: (i) constrained-off e (ii) constrained-on.
A Figura 3 ilustra as ambas as condições de restrição operacional:
Figura 3: Tipos de Restrição de Operação: Constrained-Off e Constrained-On
Devido às restrições técnicas das usinas térmicas, podem ser programados despachos além da ordem de mérito, com o objetivo final de atender uma solicitação de despacho na ordem de mérito
do ONS. Tais restrições, denominadas de unit commitment, passam a ser modeladas no DESSEM.
A primeira restrição que deve ser observada é o tempo mínimo de acionamento da usina, ou seja, uma vez acionada, a usina necessita tecnicamente de determinada quantidade de horas ligadas
até finalizar o desligamento. Além disso, existem as restrições de tomada e descida de carga (rampa de subida e descida, respectivamente).
Para atender a solicitação de despacho da ordem de mérito é necessário que a usina termelétrica inicie o processo de acionamento das unidades geradoras, em momento anterior para atendimento
da potência da usina, ou ainda no nível de despacho programado (respeitado a geração mínima e geração máxima).
Por fim, também é necessário respeitar as restrições de descida de carga da usina para retornar à condição de desligamento total. Destaca-se também a restrição de tempo mínimo de desligamento
até um novo acionamento, também cadastrada como parâmetro técnico no DESSEM, porém sem direito a recebimento de encargo.
Figura 4 – Representação das Restrições Operativas por Unit Commitment
1.2.3. Serviços Ancilares
Os serviços ancilares, conforme Resolução nº 697, de 16 de dezembro de 2015, são destinados a garantir a qualidade e a segurança da energia gerada, contribuindo para a confiabilidade do SIN.
Os serviços ancilares informados pela ANEEL e remunerados por meio dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS) são compostos por:
a) Compensação Síncrona: O agente de geração recebe o equivalente à energia reativa gerada ou consumida valorada à Tarifa de Serviços Ancilares (TSA), que é revista pela ANEEL
anualmente.
b) Despacho Complementar para Manutenção da Reserva de Potência Operativa: As usinas termelétricas que forem acionadas para atenderem ao despacho complementar para manutenção
da reserva de potência operativa recebem essa energia valorada ao preço da oferta realizada, quando o atendimento ao despacho é considerado satisfatório, ou ao seu CVU para despacho na
ordem de mérito, quando insatisfatório. A energia gerada é liquidada a PLD a crédito do gerador e o montante financeiro adicional necessário para completar a valoração dessa energia é pago ao
gerador por meio de encargos.
c) Os empreendimentos de geração atualmente em operação que venham a ter o provimento de serviços ancilares determinado pela ANEEL, ou que tiveram autorização para reposição
dos equipamentos e peças destinadas à prestação de serviços ancilares, terão o custo de implantação ou reposição auditado e aprovado por tal agência e ressarcido via ESS, sendo eles:
▪ Ressarcimento pelo custo de operação e manutenção dos equipamentos de supervisão e controle e de comunicação necessários à participação da usina no Controle Automático de
Geração (CAG).
▪ Ressarcimento pelo Custo de Implantação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção (SEP) ou por reposição dos sistemas existentes incorridos por agentes de geração,
transmissão e distribuição, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 309/08
▪ Ressarcimento pelo custo de operação e manutenção dos equipamentos de autorrestabelecimento (Black Start).
▪ Ressarcimento pelo custo fixo de usinas emergenciais
▪ Ressarcimento por investimentos para prestação de Serviços Ancilares.
1.2.4. Encargos por Importação
Em 15 de agosto de 2018 foi publicada a Portaria nº 339 do Ministério de Minas e Energia (MME), a qual estabelece que, o Operador Nacional do Sistema (ONS) poderá utilizar integralmente ou
parcialmente a energia de importação proveniente da República Argentina e do Uruguai, observando as quantidades e as condições passíveis de substituição termelétrica, garantindo a redução
do custo imediato de operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Poderão ser autorizados um ou mais Agentes Comercializadores como responsáveis pela importação de energia elétrica perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, desde
que adimplentes e autorizados nos termos da Portaria MME nº 596, de 19 de outubro de 2011.
A declaração dos montantes edos preços da energia para importação será realizada por meio de ofertas ao ONS, anteriormente à programação da operação e à formação do PLD, com entrega da
energia no centro de gravidade do SIN e tendo como destino o Mercado de Curto Prazo (MCP). Os montantes e preços da energia ofertados para importação não serão considerados nos processos
de planejamento e programação da operação associados ao Programa Mensal da Operação (PMO) e de formação do PLD.
1.2.5. Encargos de Segurança Energética
Em dezembro de 2007 foi publicada a Resolução nº 8 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a qual estabelece em seu Artigo 2º que, com vistas à garantia do suprimento energético,
o ONS poderá despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico (em ordem crescente em relação aos custos declarados de geração) ou mudar o sentido do intercâmbio entre
os submercados, por decisão do CMSE.
Como o despacho fora da ordem de mérito, para a garantia de suprimento energético, não leva em consideração o custo de operação declarado dessas usinas para a formação do PLD, a Lei
13.360/2016, estabeleceu que o montante financeiro a ser pago para as usinas despachadas adicionalmente para a garantia de suprimento energético será rateado pelos consumidores.
1.2.6. Encargos de Deslocamento Hidráulico
O Artigo 2º da Lei n º 13.203, de 08 de dezembro de 2015, com redação dada pela Lei n º 13.360, de 17 de novembro de 2016, estabelece que a ANEEL deverá estabelecer para aplicação a partir
de 2017, a valoração, o montante elegível e as condições de pagamento para os participantes do MRE do custo do deslocamento da geração hidrelétrica decorrente de:
I – Geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito;
II – Importação de energia elétrica sem garantia física.
Dessa forma, a ANEEL publicou a Resolução Normativa nº 764, de 18 de abril de 2017, que estabelece as regras para se determinar o montante de energia que deve ser considerado como
deslocamento hidráulico, a forma de apuração do custo desse deslocamento e a forma de ressarcimento aos geradores participantes do MRE.
Assim, definiu-se que o deslocamento hidráulico é composto por duas parcelas:
1. O deslocamento hidráulico energético, constituído pela geração por segurança energética mais a importação de energia sem garantia física associada
2. O deslocamento hidráulico elétrico, constituído pela geração originada por restrições elétricas identificada pelo ONS como indutora de redução de geração das usinas participantes do
MRE
Desses dois montantes incialmente apurados deve-se abater a indisponibilidade verificada de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito. Posteriormente, foi publicado pela Aneel ato
normativo queestabeleceu quetambém devem ser apurados montantes dedeslocamento hidráulico provenientes deinflexibilidade termelétrica realizada após o fechamento da programação do
despacho por mérito econômico epor geração fora da ordem demérito decusto para compensar falta decombustível,sendo queestes montantes dedeslocamento não devem sofrer abatimento
da indisponibilidade verificada de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito. A Figura 5 ilustra a apuração dos montantes de deslocamento hidráulico.
Figura 5: Apuração dos montantes de deslocamento hidráulico
Os montantes de deslocamento hidráulico apurados, inclusive os oriundos de inflexibilidade termelétrica realizada após o fechamento da programação do despacho por mérito econômico e por
geração fora da ordem de mérito de custo para compensar falta de combustível, são rateados entre todas as usinas participantes do MRE na proporção da garantia física modulada e ajustada,
considerando sazonalização flat.
Os montantes de deslocamento hidráulico destinados às usinas do MRE que optaram pela repactuação do risco hidrológico precisam ser ajustados em função do produto escolhido no processo
de repactuação e do valor do Ajuste MRE (GSF) apurado.
A Figura 6 ilustra os pontos anteriores.
Figura 6: Determinação do Deslocamento Hidráulico para usinas que repactuaram
Tendo se determinado os montantes de deslocamento hidráulico que cada usina hidrelétrica participante do MRE têm direito, apura-se o custo desse deslocamento a partir do produto entre o
montantede deslocamento e a diferença entreo valor do PLD da hora e do submercado em que houve deslocamento e o chamado PLDx, valor associado ao custo deoportunidadede geração em
razão do armazenamento incremental nos reservatórios das usinas hidrelétricas decorrente do deslocamento de geração hidrelétrica.
Os custos apurados dos deslocamentos hidráulicos são assumidos por:
• Todos os consumidores do SIN, no caso de deslocamento hidráulico de origem energética.
• Os mesmos consumidores que assumem o encargo da restrição de operação que deu origem ao deslocamento hidráulico de origem elétrica.
• lo gerador termelétrico, no caso de de inflexibilidade termelétrica realizada após o fechamento da programação do despacho por mérito econômico e por geração fora da ordem de
mérito de custo para compensar falta de combustível, sendo assumido pelo agente proprietário da usina termelétrica que deu origem ao deslocamento.
1.2.7. Forma de rateio dos encargos
Os encargos mencionados anteriormente são rateados entre os agentes de formas distintas, conforme apresentado a seguir:
Forma de Rateio
Restrição de
Operação
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN, de cada agente em
relação a todos os agentes, respeitando o tipo de restrição, multi-
submercados ou submercado único, onde para encargos por restrição de
operação do tipo multi-submercados será rateado entre os agentes
localizados nos submercados do agrupamento, e para encargos por restrição
de operação do tipo submercado único será rateado pelos agentes
localizados no mesmo submercado.
Compensação
Síncrona
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN1, de cada agente, em
relação ao consumo atendido pelo SIN de todos os agentes localizados no
seu submercado.
Serviços Ancilares
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN1, de cada agente, em
relação ao consumo atendido pelo SIN todos os agentes de todos os
submercados.
Importação
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN1, de cada agente, em
relação ao consumo atendido pelo SIN todos os agentes de todos os
submercados.
Segurança
Energética
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN, considerando eventual
geração de propriedade da carga, provenientes de usinas localizadas no
mesmo ou em outro sítio.
Deslocamento
Hidráulico
O encargo de deslocamento hidráulico energético é rateado entre todos os
consumidores do SIN, enquanto que encargo de deslocamento hidráulico de
origem elétrica é rateada pelos mesmos consumidores que arcam com os
custos da restrição elétrica que originou o deslocamento hidráulico.
Referente ao encargo de deslocamento hidráulico por inflexibilidade, seu
custo será pago pela usina que deu origem.
Figura 7: Formação dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS)
1.2.8. Consolidação dos Encargos
A consolidação dos encargos consiste em determinar o total de encargos a serem pagos aos agentes com usinas recebedoras de encargos no mês de apuração.
Os encargos deserviços do sistemasão compostospor encargos deserviços ancilares,encargos por restrição deoperação,encargos por Segurança Energética,encargospor Importação eencargos
por Deslocamento Hidráulico, conforme ilustrado na Figura 8.
Figura 8: Formação dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS)
Os seguintes recursos podem ser utilizados para abatimento ou alívio do total de encargos de serviços do sistema a ser pago pelos agentes proprietários de pontos de medição de consumo
registrados na CCEE:
▪ Saldo remanescente do alívio de exposições do mês vigente;
▪ Sobra de receitas advindas do mês anterior, a qual também considera eventual saldo remanescente da Conta de Energia de Reserva (CONER) após o término de suprimento dos Contratos
de Energia de Reserva (CER) (Para maiores informações sobre Energia de Reserva consulte o módulo específico); e
▪ Recursos advindos da aplicação de penalidades anteriores a novembro de 2005 por insuficiência de lastro de comercialização de energia (conforme estabelecido nas Resoluções ANEEL
nº 91/2003 e nº 352/2003), acrescido do pagamento de penalidades por falta de combustível, associada aos processos de coleta de dados de medição pela CCEE, multas atribuídas ao não aporte
das garantias financeiras e multa por inadimplência na liquidação financeira do mercado de curto prazo.
A Figura 9 ilustra essa etapa de alívio de encargos:
Figura 9: Total de Encargos superior a Reserva para Alívio de ESS
Se o recurso para alívio de ESS for maior que o total de encargos de serviços do sistema, os agentes proprietários de pontos de medição de consumo não pagam ESS e o valor remanescente é
alocado da seguinte forma:
▪ O saldo remanescentedo alívio de exposições do mês vigente,caso haja,será utilizado para processar o alívio retroativo de exposições residuais dos geradores em função do tratamento
das exposições e os encargos de serviços do sistema de meses anteriores (Vide módulo “Consolidação de Resultados”); e
▪ Caso hajarecursos advindosda aplicação depenalidades ea sobra dereceita do mês anterior,seus saldos remanescentes,após oalívio dos ESS do mês deapuração,serão utilizados para
alívio de ESS de meses futuros.
A Figura 10 ilustra essa etapa de alívio de encargos:
Figura 10: Total de Encargos inferior a Reserva para Alívio de ESS no mês
Por sua vez,o encargo desegurança energética éconstituído pelo custoda geração desegurança energética epelo deslocamento hidráulico deorigem energética.Destaca-sequeessa modalidade
de encargo não tem direito a alívio como ocorre com os encargos de serviços do sistema.
2. Detalhamento das Etapas de Encargos
Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “9 – Encargos”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de entrada/saída.
2.1. Encargos por Restrição de Operação
Objetivo:
Apurar os montantes em reais devidos às usinas a título de encargos por restrição operacional.
Contexto:
Os Encargos por Restrição de Operação compõem um dos tipos de Encargos de Serviços do Sistema (ESS). A Figura 11 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
Figura 11: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Encargos”
2.1.1. Detalhamento dos Encargos por Restrição de Operação
O processo de cálculo relativo aos encargos por restrição de operação é composto pelos seguintes comandos eexpressões:
1. O cálculo dos encargos por restrição de operação incorpora eventuais diferenças não previstas pelo despacho sem restrição Ex-Ante da CCEE e captadas pelo despacho real verificado.
2. Os Encargos por Restrição de Operação são calculados para as usinas não hidráulicas com modalidade de despacho tipo IA ou IIA (não emergenciais) e os interconectores internacionais
que atendem restrições operativas do SIN, conforme informado pelo ONS, e são subdivididos em dois tipos Constrained-On e Constrained-Off.
2.1. Encargos por Restrição de Operação por Constrained-On são pagos às usinas que não foram despachadas para atender os requisitos de demanda e de estabilidade do sistema, por sua geração
ser mais cara, entretanto em função de restrições operativas o ONS faz essas usinas produzirem acima do que havia sido despachado; e
2.2. Encargos por Restrição de Operação por Constrained-Off são pagos às usinas que foram despachadas para atender os requisitos de demanda e de estabilidade do sistema, entretanto em
função de restrições operativas o ONS faz essas usinas produzirem menos do que o despachado.
2.3. Encargos por Restição de Operação por Unit Commitment são pagos às usinas que foram despachadas para atender restrições físicas das usinas para a geração da ordem do mérito.
2.1.2. Encargos por Restrição de Operação por Constrained-On
3. As usinas, enquadradas na Linha de Comando 2, acionadas por restrição de operação pelo ONS, em condição CONSTRAINED-ON, têm seu Encargo por Restrição de Operação calculado a
partir da geração de energia verificada acima da respectiva instrução de despacho para o período, valorado pela diferença entre o Custo Declarado associado à produção da energia e o Preço de
Liquidação das Diferenças. O Encargo por Restrição deOperação Constrained-On é determinado conforme a seguinte expressão:
𝐸𝑁𝐶_𝐶𝑂𝑁𝑆𝑇_𝑂𝑁𝑝,𝑗 = (𝑮_𝑪𝑶𝑵𝑺𝑻_𝑶𝑵𝒑,𝒋)∗ 𝑚𝑎𝑥⁡(0;(𝐼𝑁𝐶𝑝,𝑗 − 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗))
Onde:
ENC_CONST_ONp,j é o Encargo por Restrição de Operação Constrained-On da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
G_CONST_ONp,j é a Geração para atendimento a uma Restrição de Operação Constrained-On da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
INCp,j é o Custo Declarado da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, por período de comercialização “j”
“s” refere-se ao submercado onde está localizada a parcela de usina “p”
3.1. O Fator do Encargo por Restrição de Operação estabelece o percentual da produção de energia elétrica, de uma usina acionada por razão de restrição operativa efetivamente realizada,
acima da instrução de despacho para o período considerado. Esse fator é expresso por:
Se:
𝑭_𝑹𝑬𝑺𝑻_𝑶𝑷𝒑,𝒋 = 𝑚𝑖𝑛(1;
𝐺_𝑂𝑁𝑆_𝐶𝑂𝑁𝑆𝑇_𝑂𝑁𝑝,𝑗
𝐺_𝑉𝑂𝑃𝑝,𝑗
)
Onde:
F_REST_OPp,j é o Fator do Encargo por Restrição de Operação da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
G_ONS_CONST_ONp,j é a Geração informada pelo Operador do Sistema para atendimento a uma Restrição de Operação Constrained-On da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de
comercialização “j”
G_VOPp,j é a Geração Verificada pelo Operador do Sistema da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
3.2. A Geração Realizada para atendimento a uma Restrição de Operação Constrained-On é determinada pela geração da usina multiplicada pelo Fator do Encargo por Restrição de Operação,
expresso por:
𝑮_𝑪𝑶𝑵𝑺𝑻_𝑶𝑵𝒑,𝒋 = 𝐺𝑝,𝑗 ∗ 𝐹_𝑅𝐸𝑆𝑇_𝑂𝑃𝑝,𝑗
Onde:
G_CONST_ONp,j é a Geração para atendimento a uma Restrição de Operação Constrained-On da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
F_REST_OPp,j é o Fator do Encargo por Restrição de Operação da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
2.1.3. Encargos por Restrição de Operação por Constrained-Off
4. O ajuste da Quantidade de Energia Utilizada para Determinação de Encargos por Restrição de Operação é realizado de modo a referenciar essa informação à Rede Básica nos moldes do
tratamento dado no caderno de Medição Contábil por meio da aplicação do Fator de Rateio de Perdas da Geração associado à usina além do respectivo Fator de Abatimento das Perdas Internas,
sendo assim a Quantidade de Energia Ajustada Utilizada para Determinação de Encargos por Restrição de Operação é expressa por:
𝑄𝐸𝐴_𝑅𝐸𝑆𝑇_𝑂𝑃𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥 (0;(𝑀_𝐶𝑂𝑁𝑆𝑇_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑗 ∗ 𝐹_𝑃𝐷𝐼𝑝,𝑗 ∗ 𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗))
Onde:
QEA_REST_OPp,j é a Quantidade de Energia Ajustada Utilizada para Determinação de Encargos por Restrição de Operação da parcela de usina não hidráulica “p”, por 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”, por período de comercialização “j”
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina não hidráulica “p”, 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”
5. Para as usinas passíveis de recebimento de encargos por restrição elétrica devido a situação de Constrained-off, para cada período de comercialização, seu Encargo por Restrição de
Operação será calculado a partir da geração de energia verificada abaixo da respectiva instrução de despacho para o período, valorado pela diferença entre o Preço de Liquidação das Diferenças
Final e o Custo Declarado associado à produção da energia. O Encargo por Restrição de Operação Constrained-Off é determinado conforme a seguinte expressão:
𝐸𝑁𝐶_𝐶𝑂𝑁𝑆𝑇_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑗 = 𝑄𝐸𝐴_𝑅𝐸𝑆𝑇_𝑂𝑃𝑝,𝑗 ∗ 𝑚𝑎𝑥⁡(0;(𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗 − 𝐼𝑁𝐶𝑝,𝑗))
Onde:
ENC_CONST_OFFp,j é o Encargo por Restrição de Operação Constrained-Off da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
QEA_REST_OPp,j é a Quantidade de Energia Ajustada Utilizada para Determinação de Encargos por Restrição de Operação da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização
“j”
INCp,j é o Custo Declarado da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, por período de comercialização “j”
“s” refere-se ao submercado onde está localizada a parcela de usina “p”
6. O Encargo por Restrição de Operação Unit Commitment será calculado a partir da geração de energia classificada por esse fim, valorado pela diferença entre o Preço de Liquidação das
Diferenças Final e o Custo Declarado associado à produção da energia, conforme a seguinte expressão:
Se 𝐼𝑁𝐶𝑝,𝑗 > 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗 então:
𝐸𝑁𝐶_𝑅𝐸𝑆𝑇_𝑈𝑁𝐼𝑇𝑝,𝑗 = 𝑮_𝑼𝑵𝑰𝑻𝒑,𝒋 ∗ (𝐼𝑁𝐶𝑝,𝑗 − 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗)
Onde:
ENC_REST_UNITp,j é o Encargo por Restrição de Operação Unit Commitment da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
G_UNITp,j é a Geração por Unit Commitment da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
PLDs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças, determinado por submercado “s”, por período de comercialização “j”
INCp,j é o Custo Declarado da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
“s” refere-se ao submercado onde está localizada a parcela de usina “p
6.1. A Geração por Unit Commitment da usina é definida a partir do Fator de energia gerada por Unit Commitment da usina aplicado na Geração da Final da mesma, de acordo com a expressão
a seguir:
𝑮_𝑼𝑵𝑰𝑻𝒑,𝒋 = 𝐺𝑝,𝑗 ∗ 𝑭_𝑼𝑵𝑰𝑻_𝑪𝒑,𝒋
Onde:
G_UNITp,j é a Geração por Unit Commitment da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de Usina “p”, no período de comercialização “j”
F_UNIT_Cp,j é o Fator de Determinação da Energia gerada por Unit Commitment da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
O cálculo do Fator de Determinação da Energia gerada por Unit Commitment representa a relação entre a Geração por Unit Commitment, definida pelo ONS, e a geração apurada por
este:
𝑭_𝑼𝑵𝑰𝑻_𝑪𝒑,𝒋 = 𝑚𝑖𝑛(1,
𝑈𝑁𝐼𝑇𝑝,𝑗
𝐺_𝑉𝑂𝑃𝑝,𝑗
)
Onde:
F_UNIT_Cp,j é o Fator de Determinação da Energia gerada por Unit Commitment da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
UNITp,j é o Geração por Unit Commitment de cada parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
G_VOPp,j é a Geração Verificada pelo Operador do Sistema da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
2.1.4. Dados de Entrada dos Encargos por Restrição de Operação
F_PDIp,j
Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas
Descrição
Fator utilizado para abater as perdas internas da parcela de usina
“p” por período de comercialização “j”
Unidade n.a.