RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.110, DE 10 DE DEZEMBRO DE 2024 (parte 9 de 66)

𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗 =
∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝑇𝑆
∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝐼
Onde:
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
“BTS” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, relativos a unidades geradoras em teste e suspensas pertencentes à parcela de usina “p”
“BI” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
Caso a usina não tenha pontos de medição de geração bruta associados às unidades geradoras, o Fator de Teste deve ser calculado pela relação entre a capacidade das unidades geradoras em
teste e a capacidade em teste e comercial da usina, por meio da expressão:
𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗 =
∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇
∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗 𝑖∈𝑂𝑇𝐶
Onde:
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p” por período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i”, das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
“OT” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação em Teste da parcela de usina “p”
“OTC” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação em Teste e em Operação Comercial da parcela de usina “p”
Ofatorque representa opercentualde unidadesgeradoras desconsideradas dausina corresponde amediçãobrutadas unidades geradorascom status“nenhum” emrelaçãoa geraçãobruta total
da usina, conforme a seguinte expressão:
𝐹_𝑈𝐺𝐷𝑝,𝑗 =
∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 𝐵𝑁
∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 𝐵𝐼
Onde:
F_UGDp,j é o Fator das Unidades Geradoras Desconsideradas associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
“BN” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, relativos a unidades geradoras em status “nenhum” pertencentes à parcela de usina “p”
“BI” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
3.6.3. Exemplo para determinação da geração de uma usina
O cálculo da quantidade de geração não ajustada de uma determinada usina é realizado de forma diferenciada para usinas que possuam medição bruta por unidade geradora e para aquelas que
não possuem.
Para usinas que possuam medição de bruta por unidade geradora é considerado a parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona. A quantidade de
geração não ajustada é realizada a partir da seguinte expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ (1 − 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗 − 𝐹_𝑈𝐺𝐷𝑝,𝑗); ∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝐶
) + 𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗
Onde:
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
ML_Gi,j é a Medição de Líquida de Geração do ponto de medição “i”, por período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
F_UGDp,j é o Fator das Unidades Geradoras Desconsideradas associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“BC” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, relativos a unidades geradoras em operação comercial pertencentes à parcela de usina “p”
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”, definido no ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
Para usinas que não possuam medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de geração não ajustada é realizada a partir das seguintes expressões:
Para usinas com unidade geradora em status “nenhum”, independentemente do status das demais unidades geradoras:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
; ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶𝑆
) ∗ (1 − 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Para usinas com unidade geradora em status “suspensa”:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
; ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶
) ∗ (1 − 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Caso contrário:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗 = ∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ (1 − 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Onde:
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
ML_Gi,j é a Medição de Líquida de Geração do ponto de medição “i”, por período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i”, das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“OTCS” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos a unidades geradoras em teste, operação comercial e suspensas pertencentes à parcela de usina “p”
“OTC” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos a unidades geradoras em teste e em operação comercial pertencentes à parcela de usina “p”
3.6.4. Exemplo para determinação da geração de teste de uma usina
O cálculo da geração de teste de uma determinada usina também deve ser realizado a partir da verificação se a usina conta, ou não, com medição de bruta por unidade geradora.
Dessa forma, para usinas que possuam medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de geração de teste não ajustada é realizada a partir da seguinte expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗; ∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝑇𝑆
)
Onde:
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
ML_Gi,j é a Medição de Líquida de Geração do ponto de medição “i”, por período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“BTS” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, relativos a unidades geradoras em teste e suspensas pertencentes à parcela de usina “p”
Para usinas que não possuem medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de geração de teste não ajustada é realizada a partir das seguintes expressões:
Para usinas com unidade geradora em status “nenhum”, independentemente do status das demais unidades geradoras:
Importante:
O status “nenhum” de uma unidade geradora corresponde a situação na qual a unidade geradora não está em fase de teste,
suspensa ou em operação comercial. Caso haja geração de unidades geradoras nesse status, essa geração não será
contabilizada em nome do agente proprietário da usina.
Caso a unidade geradora da parcela de usina não tenha ponto de medição associado, o F_UGD não será calculado.
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
; ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶𝑆
) ∗𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗
Para usinas com unidade geradora em status “suspensa”:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥(0; ((∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
)− 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗))
Caso contrário:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗 = ∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝.𝑗
Onde:
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste NãoAjustada da parcela de usina “p”,por período de comercialização “j”
ML_Gi,j é a Medição de Líquida de Geração do ponto de medição“i”, por período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i”, das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustadada parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“OTCS” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos a unidades geradoras em teste, operação comercial e suspensas pertencentes à parcelade usina “p”
3.6.5. Exemplo para determinação de unidades geradoras desconsideradas de uma usina
A geração das unidades geradoras desconsideradas de uma usina na contabilização do agente é realizada a partir da seguinte expressão:
Para usinas com alguma unidade geradora em status “nenhum”:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝐷𝑝,𝑗 = ∑ 𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
−𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗 −𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗
Onde:
MED_GDp,j é a Medição de Geração desconsiderada das Unidades Geradoras com status “nenhum” da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j
ML_Gi,j é a Medição de Líquida de Geração do ponto de medição“i”, por período de comercialização “j”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustadada parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste NãoAjustada da parcela de usina “p”,por período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
3.6.6. Exemplo para determinação dageração de umausina que participa do rateio de perdas darede básica
O cálculo da quantidade de geração não ajustadade uma determinada usina que participa do rateio de perdas da rede básica érealizado de formadiferenciada para usinas que possuam medição
bruta por unidade geradorae para aquelas que não possuem.
Para usinas que possuem medição de bruta por unidade geradora é considerado a parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona. A quantidade de
geração não ajustada queparticipa do rateio de perdas da rede básica é realizada a partir da seguinte expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ (1 −𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗 − 𝐹_𝑈𝐺𝐷𝑝,𝑗); ∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝐶
)+ 𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗
Onde:
MED_G_PRBp,j é a Medição de Geração Não Ajustada que Participa do Rateio de Perdas da Rede Básica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M_G_PRBi,jé a Medição Ajustada Final associada ao Canal G que Participa do Rateio de Perdas da Rede Básicado ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
F_UGDp,j é o Fator das Unidades Geradoras Desconsideradas associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“BC” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, relativos a unidades geradorasem operação comercial pertencentes à parcela de usina “p”
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”, definido no ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
Para usinas que não possuam medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de geração não ajustada que participa do rateio de perdas da rede básica é realizada a partir das seguintes
expressõeso:
Para usinas com unidade geradora em status “nenhum”, independentemente do status das demais unidades geradoras:
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
; ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶𝑆
)∗ (1 −𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Para usinas com unidade geradora em status“suspensa”:
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
; ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶
)∗ (1 −𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Caso contrário:
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = ∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ (1 −𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Onde:
MED_G_PRBp,j é a Medição de Geração Não Ajustada que Participa do Rateio de Perdas da Rede Básica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M_G_PRBi,jé a Medição Ajustada Final associada ao Canal G que Participa do Rateio de Perdas da Rede Básicado ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i”, das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“OTCS” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos a unidades geradoras em teste, operação comercial e suspensas pertencentes à parcelade usina “p”
“OTC” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos a unidades geradoras em teste e em operação comercial pertencentes àparcela de usina “p”
3.6.7. Exemplo para determinação dageração de teste de umausinaque participa dorateio de perdas da rede básica
O cálculo da quantidade de geração de teste não ajustada de umadeterminada usina que participa do rateio de perdas da rede básica é realizado de forma diferenciada para usinas que possuam
medição bruta por unidade geradora e para aquelas que não possuem.
Dessa forma, para usinas que possuem medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de geração de teste não ajustada que participa do rateio de perdas da rede básica é realizada a partir
da seguinte expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗; ∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝑇𝑆
)
Onde:
MED_GT_PRBp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustadaque Participa do Rateio de Perdas da Rede Básicada parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M_G_PRBi,jé a Medição Ajustada Final associada ao Canal G que Participa do Rateio de Perdas da Rede Básicado ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“BTS” é o conjunto de pontos de medição de geração bruta “i”, relativos às unidades geradoras emteste e suspensas pertencentes à parcela de usina “p”
Para usinas que não possuam medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de geração de teste não ajustada que participa do rateio de perdas da rede básica é realizada a partir das
seguintes expressões:
Para usinas com unidade geradora em status “nenhum” , independentemente do status das demais unidades geradoras:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
; ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶𝑆
) ∗ 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗
Para usinas com unidade geradora em status “suspensa”:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥(0 ; ((∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
) − 𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗))
Caso contrário:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = ∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝.𝑗
Onde:
MED_GT_PRBp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada que Participa do Rateio de Perdas da Rede Básica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M_G_PRBi,j é a Medição Ajustada Final associada ao Canal G que Participa do Rateio de Perdas da Rede Básica do ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i”, das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_G_PRBp,j é a Medição de Geração Não Ajustada que Participa do Rateio de Perdas da Rede Básica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“OTCS” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos às unidades geradoras em teste, operação comercial e suspensas pertencentes à parcela de usina “p”
“OTC” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos a unidades geradoras em teste e em operação comercial pertencentes à parcela de usina “p”
3.6.8. Exemplo para determinação da Quantidade de Consumo da usina:
Para determinação da Quantidade de Consumo de uma usina, faz-se necessário agregar a Medição Ajustada Final associada ao Canal C de todos os seus pontos de medição. Nesse caso, pode-se
utilizar o somatório dos pontos de medição, associados à parcela de usina, como na expressão a seguir:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗 = ∑ 𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
ML_Ci,j é a Medição de Líquida de Consumo do ponto de medição “i”, por período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
Já para a parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona, o consumo não ajustado é determinado conforme a seguinte expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥(0;(∑ 𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
) − 𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗)
Onde:
MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
ML_Ci,j é a Medição de Líquida de Consumo do ponto de medição “i”, por período de comercialização “j”
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”, definido no Anexo III – Tratamento da Compensação Síncrona
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
Para determinação da quantidade de consumo de uma usina que participa do rateio de perdas da Rede Básica, pode-se utilizar a expressão a seguir:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = ∑ 𝑀_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_CG_PRBp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
M_C_PRBi,j é a Medição Ajustada Final associada ao Canal C que Participa da Rede Básica do ponto de medição “i”, e no período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
3.6.9. Exemplo para agregação de informações de medição de vários pontos de medição em um único ponto de consumo:
Para uma parcela de carga que tenha mais de um ponto de medição associado, faz-se necessário agregar a Medição Ajustada Final associada ao Canal C de todos os pontos de medição. Para tanto,
pode-se utilizar o somatório de pontos de medição, associados à parcela de carga, como na expressão a seguir:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗 = ∑ 𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝐶𝐼
Onde:
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”
ML_Ci,j é a Medição de Líquida de Consumo do ponto de medição “i”, por período de comercialização “j”
“CI” é o conjunto de pontos de medição “i”, associados à parcela de carga “c”
Para determinação da quantidade de consumo de uma parcela de carga que participa do rateio de perdas da Rede Básica, pode-se utilizar a expressão a seguir:
𝑀𝐸𝐷_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑐,𝑗 = ∑ 𝑀_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝐶𝐼
Onde:
MED_C_PRBc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”
M_C_PRBi,j é a Medição Ajustada Final associada ao Canal C que Participa da Rede Básica do ponto de medição “i”, no período de comercialização “j”
“CI” é o conjunto de pontos de medição “i”, associados à parcela de carga “c”
3.6.10. Exemplo para determinação da Medição Bruta da Usina
A Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina, pode ser determinada pela totalização da diferença entre a informação integralizada do canal G, do ponto de medição bruta, e a
informação integralizada do canal C, das unidades geradoras em operação comercial, para cada período de comercialização, conforme a seguinte expressão:
𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗 = ∑ (𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − 𝑀0_𝐶𝑖,𝑗)
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
Onde:
MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
M0_Ci,j é a Medição Integralizada do canal C do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
Já a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona, é determinada de forma análoga às demais usinas,
entretanto é acrescido o consumo de compensação síncrona, conforme a seguinte expressão:
𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗 = ( ∑ (𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − 𝑀0_𝐶𝑖,𝑗)
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
) + 𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗
Onde:
MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
M0_Ci,j é a Medição Integralizada do canal C do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”, definido no Anexo III – Tratamento da Compensação Síncrona
“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”
3.6.11. Exemplo para determinação da geração de uma usina no Ponto de Medição Individual – PMI
Para usinas eólicas, solares e biomassa com CVU nulo, a quantidade de geração não ajustada medida no PMI é realizada a partir das seguintes expressões:
Para usinas com unidade geradora em status “nenhum” , independentemente do status das demais unidades geradoras:
Importante:
As expressões MED_G, MED_GT, MED_G_PRB e MED_GT_PRB apresentadas neste módulo das regras de comercialização,
para as usinas que não possuem medição de bruta, refletem o resultado dos acrônimos e não necessariamente o cadastro
das expressões contábeis no sistema de contabilização.
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑀𝐼𝑝,𝑗 =𝑚𝑖𝑛(𝑚𝑎𝑥(0;(∑𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − ∑𝑀0_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼 𝑖∈𝑃𝐼
)); ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶𝑆
)∗(1−𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Para usinas com unidade geradora em status “suspensa”:
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑀𝐼𝑝,𝑗 =𝑚𝑖𝑛((∑𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − ∑𝑀0_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼 𝑖∈𝑃𝐼
); ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶
)∗(1−𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Casocontrário:
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑀𝐼𝑝,𝑗 =𝑚𝑎𝑥(0;(∑𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − ∑𝑀0_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼 𝑖∈𝑃𝐼
))∗(1−𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
Onde:
MED_G_PMIp,j é a Medição de Geração Não Ajustada no Ponto de Medição Individual da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
M0_Ci,j é a Medição Integralizada do canal C do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i”, das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“OTCS” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos às unidades geradoras em teste, operação comercial e suspensas pertencentes à parcela de usina “p”
“OTC” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos a unidades geradoras em teste e em operação comercial pertencentes à parcela de usina “p”
3.6.12. Exemplo para determinação da geração de teste de uma usina no Ponto de Medição Individual – PMI
Para usinas eólicas, solares e biomassa com CVU nulo, a quantidade de geração de teste não ajustada medida no PMI é realizada a partir das seguintes expressões:
Para usinas com unidade geradora em status “nenhum”, independentemente do status das demais unidades geradoras:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑀𝐼𝑝,𝑗 =𝑚𝑖𝑛(𝑚𝑎𝑥(0;(∑𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − ∑𝑀0_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼 𝑖∈𝑃𝐼
)); ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑂𝑇𝐶𝑆
)∗𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗
Para usinas com unidade geradora em status “suspensa”:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑀𝐼𝑝,𝑗 =𝑚𝑎𝑥(0; ((∑𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − ∑𝑀0_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼 𝑖∈𝑃𝐼
)−𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑀𝐼𝑝,𝑗))
Casocontrário:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑀𝐼𝑝,𝑗 =𝑚𝑎𝑥(0;(∑𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − ∑𝑀0_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼 𝑖∈𝑃𝐼
))∗𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝.𝑗
Onde:
MED_GT_PMIp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada no Ponto de Medição Individual da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
M0_Ci,j é a Medição Integralizada do canal C do medidor “i”, por período de comercialização “j”, por Nível Hierárquico “n” dentro de uma estrutura topológica
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i”, das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_G_PMIp,j é a Medição de Geração Não Ajustada no Ponto de Medição Individual da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“PI” é o conjunto de pontos de medição de faturamento “i”, pertencentes à parcela de usina “p”
“OTCS” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos às unidades geradoras em teste, operação comercial e suspensas pertencentes à parcela de usina “p”
“OTC” é o conjunto de pontos de medição “i”, relativos a unidades geradoras em teste e em operação comercial pertencentes à parcela de usina “p”
Encargos
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), e que 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.
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,
proveniente domódulo “Repactuaçãodo Risco Hidrológico do ACR”, além de informações da ANEELe do Operador Nacional do Sistema (ONS) sãoutilizadas para a formaçãodos 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. Conceitos Básicos
1.1.1. O Esquema Geral
O módulo “Encargos”, esquematizado na Figura 1, 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 1: Esquema Geral do Módulo de Regras: “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 de ordem 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 virtuais criadas para representar a importação de energia entre o Brasil e países vizinhos despachadas pelo 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 três tipos de encargos:
▪ Encargo associado ao Deslocamento Hidráulico Energético: ressarce os custos das usinas hidrelétricas em função da redução da geração dessas usinas derivada dageração por segurança
energética e da importação de energia sem lastro associado.
▪ Encargo associado ao Deslocamento Hidráulico Elétrico: ressarce os custos das usinas hidrelétricas em função da 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$/MWh, dos encargos de serviços do sistema, formados pelas restrições de operação, prestação de serviços ancilares e deslocamento hidráulico oriundo
de restrições elétricas que são passíveis de alívio.
Apuração do Valor de Encargos de Segurança Energética
Determina o total dos custos oriundos da segurança energética, que contempla o ressarcimento dos custos das usinas despachadas por segurança energética e o custo do deslocamento hidráulico
provocado por essa geração. A partir desse valor, determina-se o montante, em R$/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 de encargos 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).