RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.110, DE 10 DE DEZEMBRO DE 2024 (parte 10 de 66)

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 eventual diferença de preços entre os submercados), bem como os recursos destinados a alívio futuro de encargos.
1.1.2. 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 que o despacho atenda a demanda do mercado e assegure a 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,quaissejam:(i) constrained-offe(ii)constrained-on.
A Figura 2 ilustra as ambas as condições de restrição operacional:
Figura2:TiposdeRestriçãodeOperação:Constrained-OffeConstrained-On
Destaca-se que as usinas eólicas possuem direito a recebimento do Constrained-Off no caso de restrição de transmissão externa a instalações da usina, nos temos da regulamentação vigente.
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.
Figura3–RepresentaçãodasRestriçõesOperativasporUnitCommitment
1.1.3. ServiçosAncilares
Os serviços ancilares, conforme regulamentação específica, 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.
1.1.4. EncargosporImportação
Em 29 de dezembro de 2022 foi publicada a Portaria nº 60 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 e dos 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.
1.1.5. EncargosdeSegurançaEnergética
A Lei nº 10.848, de 2004, estabelece 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).
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.
1.1.6. EncargosdeDeslocamentoHidráulico
O Artigo 2º da Lei n º 13.203, de 08 de dezembro de 2015, 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.
Dessa forma, a ANEEL publicou regulamentação específica 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. A Figura 4 ilustra a apuração dos montantes
de deslocamento hidráulico.
Posteriormente, foi publicado pela Aneel ato normativo que estabeleceu que também devem ser apurados montantes de deslocamento hidráulico provenientes 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 que estes montantes
de deslocamento não devem sofrer abatimento da indisponibilidade verificada de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito.
Figura 4: 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 5 ilustra os pontos anteriores.
Figura 5: 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
montante de deslocamento e a diferença entre o valor do PLD da hora e do submercado em que houve deslocamento e o chamado PLD_X, valor associado ao custo de oportunidade de 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;
▪ Pelo 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.
1.1.7. 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 (Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), 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 SIN(Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), 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 SIN(Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), 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 SIN(Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), 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 (Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), considerando eventual geração de propriedade da carga, provenientes de usinas localizadas
no mesmo ou em outro sítio.
Deslocamento Hidráulico
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN (Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), 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. Referente ao encargo de deslocamento hidráulico por inflexibilidade, seu custo será pago pela usina que deu
origem.
Figura 6: Formação dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS)
1.1.8. 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 de serviços do sistema são compostos por encargos de serviços ancilares, encargos por restrição de operação, encargos por Segurança Energética, encargos por Importação e encargos
por Deslocamento Hidráulico, conforme ilustrado na Figura 7.
Figura 7: 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, 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 8 ilustra essa etapa de alívio de encargos:
Figura 8: 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 remanescente do alívio de exposições domês vigente, caso haja, será utilizado para processar o alívio retroativo de exposições residuaisdos geradores em função do tratamento
das exposições e os encargos de serviços do sistema de meses anteriores (Vide módulo “Consolidação de Resultados”); e
▪ Caso haja recursos advindos da aplicação de penalidades e a sobra de receita do mês anterior, seus saldos remanescentes, após o alívio dos ESS do mês de apuração, serão utilizados para
alívio de ESS de meses futuros.
A Figura 9 ilustra essa etapa de alívio de encargos:
Figura 9: Total de Encargos inferior a Reserva para Alívio de ESS no mês
Por sua vez, o encargo de segurança energética é constituído pelo custo da geração de segurança energética e pelo deslocamento hidráulico de origem energética. Destaca-se que essa 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 “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 10 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
Figura 10: 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 e expressões:
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 I com CVU 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, e para usinas eólicas despachadas
centralizadamente ou usinas/conjuntos de usinas eólicas consideradas na programação de operação com modalidade de operação de despacho tipo I ou II-B ou II-C, sendo do tipo 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 de Operação 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:
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 para Usinas com Despacho do tipo I com CVU e IIA
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 “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”
Encargos por Restrição de Operação por Constrained-off para Usinas Eólicas
6. A Geração Reconhecida para ESS será o mínimo entre a geração frustrada com as perdas aplicadas e o saldo entre a energia vendida e a geração efetivamente realizada, conforme a
seguinte equação:
𝐺_𝑅𝐸𝐶_𝐸𝑆𝑆𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥(0;𝑚𝑖𝑛(𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇𝑝,𝑗 − 𝐺𝑝,𝑗;𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆𝑝,𝑗))
Onde:
G_REC_ESSp,j é a Geração Reconhecida para ESS da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
ECONTp,j é a Quantidade de Energia Vendida em contratos associados à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
G_FRUS_PERDASp,j é a Geração Frustrada com as Perdas da rede básica aplicadas, da parcela de usina “p” por período de comercialização “j”
7. Para as usinas eólicas passíveis de recebimento de encargos por restrição de operação por razão de indisponibilidade externa às suas intalações 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 reconhecida para ESS, valorado pelo Preço de Liquidação das Diferenças,
conforme a seguinte expressão:
𝐸𝑁𝐶_𝐶𝑂𝑁𝑆𝑇_𝑂𝐹𝐹𝑝,𝑗 = 𝐺_𝑅𝐸𝐶_𝐸𝑆𝑆𝑝,𝑗 ∗⁡𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑗
Onde:
ENC_CONST_OFFp,j é o Encargo por Restrição de Operação Constrained-Off da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
G_REC_ESSp,j é a Geração Reconhecida para ESS da parcela de usina “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”
2.1.4. Encargos por Restrição de Operação por Unit Commitment
8. 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
8.1. 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”
8.1.1. 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”
2.1.5. 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.
Fornecedor Medição Contábil (Cálculo das Perdas Internas de Usinas)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
ECONTp,j
Quantidade de Energia Vendida em Contratos
Descrição
Quantidade de Energia Vendida no Mês em contratos associados à parcela de usina “p”, por período de
comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor
Encargos
(Anexo II – Determinação da Energia Contratada Utilizada para Encargo de Serviço do Sistema)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Gp,j
Geração Final da Usina
Descrição Geração de energia de uma parcela de usina “p”, ajustada por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Consolidação de Informações Ajustadas de Geração e Consumo)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
G_FRUS_PERDASp,j
Geração Frustrada com as Perdas da rede básica aplicadas
Descrição
Geração Frustrada com as Perdas da rede básica aplicadas, da parcela de usina “p” por período de
comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor
Encargos
(Anexo II – Determinação da Energia Contratada Utilizada para Encargo de Serviço do Sistema)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
G_UNITp,j
Geração por Unit Commitment
Descrição Geração por Unit Commitment da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou zero
G_ONS_CONST_ONp,j
Geração informada pelo ONS para atendimento a uma restrição de operação Constrained-On
Descrição
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”
Unidade MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou zero
G_VOPp,j
Geração Verificada pelo Operador do Sistema
Descrição
Geração Verificada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) de uma parcela de usina não hidráulica “p”,
ajustada por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou Zero
UNITp,j
Geração por Unit Commitment da Usina
Descrição
Volume de energia gerada por Unit Commitment verificada pelo ONS para a parcela de usina “p”, no
período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou Zero
INCp,j
Custo Declarado da Parcela de Usina Não Hidráulica
Descrição
Declaração do custo associado à produção de cada MWh produzido pela parcela de usina não hidráulica
"p", com modalidade de despacho tipo I com CVU ou IIA, por período de comercialização "j". O valor dessa
declaração deverá incorporar todos os diferentes componentes da declaração de preço da usina não-
hidráulica.
Unidade R$/MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou Zero
M_CONST_OFFp,j
Montante de geração frustrada por Constrained-Off
Descrição
Montante de geração frustrada por Constrained-Off determinado pleo ONS da parcela de usina não
hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou Zero
PLDs,j
Preço de Liquidação das Diferenças
Descrição
Preço pelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo. Definido por submercado
“s” e período de comercialização “j”
Unidade R$/MWh
Fornecedor Preço de Liquidação das Diferenças (Determinação do PLD)
Valores Possíveis Positivos
UXP_GLFp,j
Fator de Rateio de Perdas de Geração Associado à Usina
Descrição
Fator de Perdas da Rede Básica a ser associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”.
Caso a parcela da usina não participa do rateio de perdas da Rede Básica, o UXP_GLFp,j é igual a 1.
Unidade n.a.
Fornecedor
Medição Contábil
(Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
2.1.6. Dados de Saída dos Encargos por Restrição de Operação
ENC_CONST_ONp,j
Encargo por Restrição de Operação Constrained-On
Descrição
Encargo por Restrição de Operação Constrained-On da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de
comercialização “j”
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos ou Zero
ENC_CONST_OFFp,j
Encargo por Restrição de Operação Constrained-Off
Descrição
Encargo por Restrição de Operação Constrained-Off da parcela de usina “p”, por período de comercialização
“j”
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos ou Zero
ENC_REST_UNITp,j
Encargo por Restrição de Operação Unit Commitment
Descrição
Encargo por Restrição de Operação Unit Commitment da parcela de usina não hidráulica “p”, por período
de comercialização “j”
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos ou Zero
F_UNIT_Cp,j
Fator de Determinação da Energia gerada por Unit Commitment
Descrição
Fator de Determinação da Energia gerada por Unit Commitment da parcela de usina não hidráulica “p”,
por período de comercialização “j”
Unidade
Valores Possíveis Positivos ou Zero
G_CONST_ONp,j
Geração para atendimento a uma Restrição de Operação Constrained-On
Descrição
Geração para atendimento a uma Restrição de Operação Constrained-On da parcela de usina não hidráulica
“p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
G_REC_ESSp,j
Geração Reconhecida para ESS
Descrição Geração Reconhecida para ESS da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
2.2. Encargos de Serviços Ancilares