RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.110, DE 10 DE DEZEMBRO DE 2024 (parte 3 de 66)

1.1.4. Modelagem de Centrais Usinas Híbridas (UGH) ou Associadas
Para as Centrais Geradoras Híbridas (UGH) ou Associadas, como se trata de mais de um ativo que compartilha o mesmo ponto de conexão, é necessário seguir algumas regras de modelagem para
garantir a conformidade regulatória de comercialização destes conjuntos de geração, descritas a seguir:
▪ Centrais Geradoras Associadas: trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com outorgas autorizativas separadas, que compartilham física e contratualmente (CUST) o mesmo
ponto de conexão, sendo obrigatória a medição individualizada por fonte. Portanto, como é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder
a parcelas de usinas “p” individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as parcelas “p”.
▪ Centrais Geradoras Híbridas com separação de medição: trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que compartilham o mesmo ponto de
conexão e optaram pela medição individualizada por fonte.Portanto, como é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder a parcelas de
usinas “p” individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as parcelas “p”.
▪ Centrais Geradoras Híbridas sem separação de medição: trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que compartilham o mesmo ponto de
conexão e não optaram pela medição individualizada por fonte. Tal opção apenas pode ocorrer, caso as fontes em questão não sejam despacháveis pelo ONS, conforme consta nos Procedimentos
de Rede. Portanto, como não é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de ambos os ativos devem corresponder a uma única parcela de usinas “p”.
A figura a seguir ilustra a modelagem a ser realizada para cada arranjo de usinas híbridas:
Figura 4 - Representação da modelagem dos possíveis arranjos de usinas híbridas
No caso de UGH com separação de medição e Centrais Geradoras Associadas, como a modelagem dos ativos será em parcelas de usinas “p” distintas, cada parcela deverá conter o cadastro
individual de cada fonte, conforme os repectivos parâmetros descritos no(s) ato(s) de outorga.
No caso de UGH sem separação de medição, como a modelagem dos ativos será em uma única parcela de usina “p”, o cadastro deverá conter todas as unidades geradoras, capacidade total e
demais parâmetros de forma conjunta. Como as fontes não despacháveis pelo ONS possuem semelhança regulatória para fins de comercialização de energia, será facultada ao agente a escolha
do cadastro da fonte principal, dentre às fontes da UGH autorizada. Ressalta-se que, conforme previsto na regulação, as UGH sem separação de medição não poderão participar do MRE, o
percentual do desconto na TUST será o menor entre as fontes autorizadas e a comercialização de Energia Especial apenas será permitida se todas as fontes forem enquadradas como Especial.
Além disso, parâmetros como disponibilidade ou perdas, assim como outros dessa natureza, se aplicável, deverão ser cadastrados os valores mais conservadores dentre os ativos autorizados
(maior perda e menor disponibilidade).
1.1.5. Cálculo dos Fatores de Rateio de Perdas da Rede Básica incidentes sobre o Consumo e Geração do SIN
As perdas elétricas associadas ao transporte da energia elétrica no SIN, por meio da Rede Básica, provocam um desequilíbrio entre os dados de medição de produção e de consumo total de energia
coletados pelo SCDE.
Esse efeito encontra-se ilustrado na Figura 5:
Figura 5: Cálculo das Perdas da Rede Básica
Sem o rateio das perdas, calculadas pela diferença entre a geração e o consumo total que circula pela Rede Básica, o volume de energia contabilizado para os geradores seria naturalmente maior
que o volume de energia associado ao consumo dos pontos de carga. Em um mercado contabilizado por diferenças, como se apresenta o Setor Elétrico, onde não existe produção sem o seu
respectivo consumo, o descasamento entre a geração e o consumo provocaria um déficit contábil. O ajuste das informações de medição dos agentes que participam do rateio, incorporando as
perdas da Rede Básica, elimina esse descasamento.
De acordo com a regulamentação vigente, essas perdas são absorvidas na proporção de 50% para os consumidores e 50% para os geradores participantes do rateio de perdas da Rede Básica, como
ilustra a Figura 6, determinando, dessa forma, os fatores de rateio de perdas de consumo e de geração:
Figura6:RepresentaçãodoRateiodePerdasdaRedeBásica
1.1.6. Geração e consumo participantes do rateio de perdas da rede básica
A partir da energia proveniente da geração comercial de uma usina, bem como o consumo associado aos ativos de carga, é necessário ajustar esses valores em função do rateio de perdas da Rede
Básica.
No geral, tais ajustes são obtidos pela aplicação das perdas calculadas ao consumo ou à geração que efetivamente participa do rateio de perdas da Rede Básica.
Destaca-se que, para os ativos de geração, nem todas as usinas participam desse rateio. As usinas não interligadas à Rede Básica, à exceção daquelas consideradas quando do estabelecimento dos
montantes dos Contratos Iniciais, deverão ser desconsideradas no rateio das perdas elétricas apuradas na Rede Básica.
A Figura 7 apresenta o fluxo do rateio de perdas da Rede Básica para usinas:
Figura 7: Fluxo de identificação de quantidades isentas do Rateio de Perdas da Rede Básica para usinas
Em contrapartida, todas as parcelas de carga participam do rateio de perdas da Rede Básica, segundo as Regras de Comercialização vigentes, na proporção de seu consumo suprido por energia
proveniente dessa rede.
A Figura 8 apresenta o fluxo do rateio de perdas da Rede Básica para os pontos de consumo:
Figura 8: Fluxo de identificação de quantidades isentas do Rateio de Perdas da Rede Básica para pontos de consumo
1.1.7. Consolidação das informações ajustadas
Identificados os volumes participantes e isentos do rateio de perdas da Rede Básica, os dados de medição dos ativos cadastrados são ajustados em:
▪ GeraçãoFinalporusina
▪ GeraçãoFinaldeTesteporusina
▪ Consumoporcarga
▪ ConsumodaGeraçãoFinalporusina
Concluído o processo de ajuste dos dados de medições contábeis, ocorre a consolidação das informações de consumo e geração de propriedade de cada agente, por período de comercialização e
submercado(N,NE,SE/COeS).
2. DetalhamentodasEtapasdaMediçãoContábil
Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Medição Contábil”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de entrada/saída.
2.1. AgregaçãodeDadosdePontosdeMedição
Objetivo:
Agrupar os dados de medição em ativos de consumo e/ou geração e suas respectivas parcelas.
Contexto:
A agregação de dados de pontos de medição ajustados, segundo comandos do módulo “Medição Física”, em ativos e parcelas, corresponde ao primeiro passo do módulo “Medição Contábil”,
conformeilustradonaFigura9:
Figura 9: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Medição Contábil”
2.1.1. Detalhamento do Processo de Agregação de Dados de Pontos de Medição
A agregação de dados consiste no tratamento dos dados de medição por ponto de medição, provenientes do módulo “Medição Física”, em ativos e parcelas de ativos.
Figura 10: Exemplo de representação da agregação de dados de uma planta industrial com diversos pontos de medição associados
Destaca-se que a consolidação dos valores obtidos por ponto de medição em informações por ativo depende de um tratamento particular por meio de um conjunto de expressões específicas,
conforme a configuração elétrica de cada instalação.
Em razão das peculiaridades, não há como definir comandos padronizados que sejam válidos para o tratamento de todas as configurações elétricas. Uma lista não exaustiva é apresentada no
ANEXO VII – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição.
Após o processo particular de agregação de dados de pontos de medição, as informações são segregadas em geração, consumo e seus respectivos volumes participantes do rateio de perdas da
Rede Básica, por ativo.
2.1.2. Dados de Entrada para Agregação de Dados de Pontos de Medição
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”, definida conforme ato autorizativo da ANEEL
Unidade MW
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
INF_TESTEp,j
Fator de Teste Informado pelo Agente
Descrição Informação de Teste associada à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Unidade n.a.
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos ou Zero
M_Ci,j
Medição Ajustada Final do canal C do ponto de medição
Descrição
Apresenta as informações medidas de consumo do ponto de medição “i”, por período de comercialização
“j” ajustadas pela topologia em árvore
Unidade MWh
Fornecedor Medição Física (Tratamento da Topologia para referenciar à Rede Básica)
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
M_C_PRBi,j
Medição Ajustada Final do Canal C do ponto de medição que Participa da Rede Básica
Descrição
Informação medida de consumo, por período de comercialização “j”, por ponto de medição “i” ajustadas
pela topologia em árvore, que participam da Rede Básica
Unidade MWh
Fornecedor
Medição Física (Detalhamento do processo de determinação dos volumes que participam do rateio da
rede básica)
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
M_Gi,j
Medição Ajustada Final do canal G do ponto de medição
Descrição
Apresenta as informações medidas de geração do ponto de medição “i”, por período de comercialização
“j” ajustadas pela topologia em árvore
Unidade MWh
Fornecedor Medição Física (Tratamento da Topologia para referenciar à Rede Básica)
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
M_G_PRBi,j
Medição Ajustada Final do Canal G do ponto de medição que Participa da Rede Básica
Descrição
Informação medida de geração por período de comercialização “j”, por ponto de medição “i” ajustadas
pela topologia em árvore que participam da Rede Básica
Unidade MWh
Fornecedor
Medição Física (Detalhamento do processo de determinação dos volumes que participam do rateio da
rede básica)
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
2.1.3. Dados de Saída do Processo de Agregação de Dados de pontos de medição
MBUp,j
Medição Bruta da Usina em Operação Comercial
Descrição Informação medida de geração bruta da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_Cc,j
Medição de Consumo Não Ajustada da carga
Descrição Informação medida de consumo, agregada por parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_C_PRBc,j
Medição de Consumo Não Ajustada da carga que Participa da Rede Básica
Descrição
Informação medida de consumo, que participa da Rede Básica, agregada por parcela de carga “c”, por
período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_CGp,j
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada
Descrição
Informação medida de consumo da geração, agregada por parcela de usina “p”, por período de
comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_CG_PRBp,j
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada que Participa da Rede Básica
Descrição
Informação medida de consumo da geração, que participa da Rede Básica, agregada por parcela de usina
“p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_Gp,j
Medição de Geração Não Ajustada da Usina
Descrição Informação medida de geração, agregada por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_GDp,j
Medição de Geração Desconsiderada Não Ajustada da Usina
Descrição
Informação medida de geração desconsiderada, agregada por parcela de usina “p”, por período de
comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_G_PRBp,j
Medição de Geração Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica
Descrição
Informação medida de geração, que participa da Rede Básica, agregada por parcela de usina “p”, por
período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_GTp,j
Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina
Descrição Quantidade de geração de teste associada a uma parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_GT_PRBp,j
Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica
Descrição
Quantidade de geração de teste que participa da Rede Básica, associada a uma parcela de usina “p”, por
período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
2.2. Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
Objetivo:
Definir os Fatores de Perdas de Consumo e Geração do SIN.
Contexto:
Os fatores de perdas de consumo e geração são utilizados para ajustar os dados de medição antes de sua consolidação por agente. A Figura 11 situa a etapa de apuração dos fatores de perdas da
Rede Básica em relação ao módulo completo.
Figura 11: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Medição Contábil”
2.2.1. Detalhamento do Cálculo dos Fatores de Perdas de Consumo e Geração
O cálculo dos fatores de perdas de consumo e geração é composto pelos seguintes processos:
▪ Cálculo das Perdas da Rede Básica
▪ Cálculo do Fator de Perdas de Geração
▪ Cálculo do Fator de Perdas de Consumo
▪ Cálculo das Perdas da Rede Básica
O processo de cálculo das Perdas da Rede Básica é composto pelos seguintes comandos e expressões:
1 O Total de Perdas da Rede Básica é determinado pela diferença entre o Total de Geração e o Total de Consumo apurados da Rede Básica, para cada período de comercialização, por meio
da expressão a seguir:
𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗 = 𝑻𝑶𝑻_𝑮𝒋 − 𝑻𝑶𝑻_𝑪𝒋
Onde:
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização “j”
TOT_Gj é a Geração Total da Rede Básica por período de comercialização “j”
TOT_Cj é o Consumo Total da Rede Básica por período de comercialização “j”
1.1 O Total de Geração da Rede Básica corresponde ao total de geração do sistema, incluindo a geração de teste:
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝒋 = ∑(𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗+ 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗)
𝑝
Onde:
TOT_Gj é a Geração Total da Rede Básica por período de comercialização “j”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
1.2 O Total de Consumo Associado à Rede Básica corresponde ao total de consumo apurado (incluído o consumo da geração), em cada período de comercialização “j”:
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝒋 = ∑𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗
𝑐
+ ∑𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗
𝑝
Onde:
TOT_Cj é o Consumo Total da Rede Básica por período de comercialização “j”
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
▪ Cálculo do Fator de Perdas de Geração
O processo de cálculo do Fator de Perdas de Geração é composto pelos seguintes comandos e expressões:
2 O Fator de Rateio de Perdas de Geração é calculado de modo a contemplar a metade das Perdas da Rede Básica ao gerador:
𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗 =
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝒋 −
𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗
2
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝒋
Onde:
TOT_GPj é a Geração Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização “j”
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização “j”
2.1 A Geração Total Participante do Rateio de Perdas abrange toda a geração sujeita ao rateio de perdas da Rede Básica. A expressão que filtra e consolida todas essas informações é dada
por:
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝒋 = ∑ (𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗+ 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗)
𝑝∈𝑃𝑃𝑅𝐵
Onde:
TOT_GPj é a Geração Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
MED_G_PRBp,j é a Medição de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_GT_PRBp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“PPRB” é o conjunto de parcelas da usina “p” que participam do rateio de perdas da Rede Básica
3 O cálculo do Fator de Rateio de Perdas Associado à Usina é realizado em função da participação ou não dos empreendimentos no rateio de perdasda Rede Básica, dado pelas expressões:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗 = 𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗
Caso contrário:
𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗 = 1
Onde:
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, por período de comercialização “j”
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização “j”
▪ Cálculo do Fator de Perdas de Consumo
O processo de cálculo do Fator de Perdas de Consumo é composto pelos seguintes comandos e expressões:
4 O Fator de Rateio de Perdas de Consumo é calculado de modo a contemplar a metade das Perdas da Rede Básica ao consumo:
𝑋𝑃_𝐶𝐿𝐹𝑗 =
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋 +
𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗
2
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋
Onde:
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização “j”
TOT_CPj é o Consumo Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
XP_CLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Consumo, por período de comercialização “j”
4.1 Para o cálculo do Consumo Total Participante do Rateio de Perdas, identifica-se o total de consumo sobre o qual incidem os fatores de rateio de perdas da Rede Básica. A expressão que
filtra o consumo participante do rateio de perdas é:
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋 = ∑ 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 +
𝑝∈𝑃𝑃𝑅𝐵
∑𝑀𝐸𝐷_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑐,𝑗
𝑐
Onde:
TOT_CPj é o Consumo Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
MED_CG_PRBp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PPRB” é o conjunto de parcelas de usina “p” que participam do rateio de perdas da Rede Básica
MED_C_PRBc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
2.2.2. Dados de Entrada do Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo
MED_Cc,j
Medição de Consumo Não Ajustada da carga
Descrição Informação medida de consumo, agregada por parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_C_PRBc,j
Medição de Consumo Não Ajustada da carga que Participa da Rede Básica
Descrição
Informação medida de consumo, que participa da Rede Básica, agregada por parcela de carga “c”, por
período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_CGp,j
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada
Descrição
Informação medida de consumo da geração agregada por parcela de usina “p”, por período de
comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_Gp,j
Medição de Geração Não Ajustada da Usina
Descrição Informação medida de geração, agregada por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_G_PRBp,j
Medição de Geração Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica
Descrição
Informação medida de geração, que participa da Rede Básica, agregada por parcela de usina “p”, por
período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_GTp,j
Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina
Descrição Quantidade de geração de teste associada a uma parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
MED_GT_PRBp,j
Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica
Descrição
Quantidade de geração de teste que participa da Rede Básica, associada a parcela de usina “p”, no período
de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
2.2.3. Dados de Saída do Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo
TOT_CPj
Consumo Total Participante do Rateio de Perdas
Descrição Consumo Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
TOT_GPj
Geração Total Participante do Rateio de Perdas
Descrição Geração Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
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.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
XP_CLFj
Fator de Rateio de Perdas de Consumo
Descrição
Fator de Perdas da Rede Básica a ser aplicado aos pontos de consumo, ou a suas parcelas, que participam
do rateio de perdas (50% das perdas alocadas para a categoria geração e 50% das perdas alocadas para a
categoria consumo), por período de comercialização “j”
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
XP_GLFj
Fator de Rateio de Perdas de Geração
Descrição
Fator de Perdas da Rede Básica a ser aplicado aos pontos de geração que participam do rateio de perdas
(50% das perdas alocadas para a categoria geração e 50% das perdas alocadas para a categoria consumo),
por período de comercialização “j”
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
2.3. Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
Objetivo:
Estabelecer os volumes de perdas dos ativos de consumo e de geração que participam da Rede Básica.
Contexto:
O cálculo das perdas de consumo e geração é necessário para ajustar as informações de medição, antes da consolidação dessas grandezas por agente da CCEE, de acordo com a participação de
cada consumo/geração na Rede Básica.
A Figura 12 exibe a posição dessa etapa do cálculo em relação ao módulo “Medição Contábil”:
Figura 12: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Medição Contábil”
2.3.1. Detalhamento do Cálculo das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
O processo de cálculo das perdas de consumo e geração é composto pelos seguintes comandos e expressões:
5 As perdas da Rede Básica associadas aos pontos de consumo são determinadas, para cada período de comercialização, pela aplicação do fator de rateio de perdas de consumo na medição
de consumo participante das perdas da Rede Básica, por meio da expressão a seguir:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝑐,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑐,𝑗 ∗ (𝑋𝑃_𝐶𝐿𝐹𝑗 − 1)
Onde:
PERDAS_Cc,j corresponde às Perdas de Consumo no período de comercialização “j”, por parcela de carga “c”
MED_C_PRBc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”
XP_CLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Consumo, por período de comercialização “j”
6 As perdas da Rede Básica, associadas às parcelas de usina, são determinadas por período de comercialização e dadas pela medição de geração participante das perdas da Rede Básica e
ajustadas pelo fator de rateio de perdas de geração apurado. Assim, para as parcelas de usina não participantes do rateio de perdas da Rede Básica, não há valor correspondente às Perdas de
Geração, conforme apresentado nas expressões a seguir:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑝,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 ∗ (1 − 𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗)
Caso contrário:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑝,𝑗 = 0
Onde:
PERDAS_Gp,j corresponde às Perdas de Geração no período de comercialização “j”, por parcela de usina “p”
MED_G_PRBp,j é a Medição de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização “j”
7 As perdas da Rede Básica, associadas à geração de teste das usinas, são determinadas por período de comercialização e dadas pela medição de geração de teste participante do rateio
de perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de rateio de perdas de geração apurado. Assim, para usinas não participantes do rateio de perdas da Rede Básica, não há valor correspondente às
Perdas de Geração de Teste, conforme apresentado nas expressões a seguir:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝑝,𝑗 = 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 ∗ (1 − 𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗)
Caso contrário: