RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 13 de 38)

(a) emissão de regulamentação que determina alterações nas regras de contratação do uso do sistema de transmissão;
(b) emissão do Parecer de Acesso pelo ONS, conforme Submódulo 7.1;
(c) emissão e envio do Parecer de Acesso pela distribuidora ao ONS, conforme Submódulo 7.1, referentes aos geradores conectados nos seus sistemas em nível de tensão superior a 69 kV e despachados
centralizadamente pelo ONS;
(d) criação de usuário, conforme ANEXO A;
(e) alteração do usuário associado ao contrato;
(f) aporte da GPC; e
(g) emissão da DAPR/D para o aporte da garantia prevista em CUST em substituição a GPC.
4.1.7 O CUST estabelece as condições gerais do uso do sistema de transmissão, considerando, além daquelas estabelecidas na regulamentação[4][5], as seguintes condições:
(a) a administração, realizada pelo ONS, da cobrança e da liquidação dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) e dos encargos setoriais previstos em lei;
(b) a execução do sistema de garantias por conta e ordem dos agentes de transmissão ou do ONS; e
(c) as penalidades por atraso no pagamento de encargos e por ineficiência da contratação [4][5].
4.1.8 Todos os usuários do sistema de transmissão que celebram o CUST também celebram o CCT com os agentes de transmissão responsáveis pelas instalações a serem acessadas ou CCT-TA
com o ONS.
4.1.8.1 Os CUST e o CCT são considerados separadamente para todos os efeitos, inclusive para a execução dos contratos vigentes, não estando as obrigações e compromissos disciplinados em
um condicionados à vigência do outro, conforme regulamentação [4][5].
4.1.9 Todos os usuários que celebram o CUST apresentam ao ONS um Instrumento de Garantia Financeira, CCG, CFB ou ACT, com os valores de cobertura, prazos e requisitos estabelecidos no
CUST.
4.1.9.1 No caso da CFB, é necessário o encaminhamento do documento físico original o ONS, em caso de assinatura manual.
4.1.9.2 No caso dos Instrumentos de Garantia Financeira que compreendem o ONS como signatário, o ONS analisa e valida a minuta que foi elaborada com base nos modelos disponibilizados
em seu site e disponibiliza o documento ao usuário para coleta das assinaturas. Após assinado, o usuário devolve o documento para assinatura do ONS.
4.1.9.3 No caso de Instrumentos de Garantia Financeira estabelecidos pelo usuário sem a necessidade de assinatura do ONS, o usuário celebrante apresenta ao ONS o instrumento assinado entre
as partes conforme modelo disponibilizado no site do ONS.
4.1.10 Os mecanismos de garantia financeira são renovados sempre que os valores de cobertura não estiverem dimensionados conforme os critérios estabelecidos no CUST.
4.1.10.1 Os usuários com Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratados, ou previstos em Parecer de Acesso, quando nulos, estão dispensados da apresentação de garantias
financeiras.
4.1.11 Os CUST são celebrados e os MUST contratados de acordo com seguintes tipos de usuário e conforme regulamentação [4][5][6]:
(a) agente de geração:
(1) com usina despachada centralizadamente e conectada à Rede Básica;
(2) com usina despachada centralizadamente e conectada à instalação da distribuidora;
(3) com usina despachada centralizadamente e conectada à Demais Instalações de Transmissão (DIT); e
(4) com usina conectada às Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada (ICG) que acessam a Rede Básica;
(b) agente de distribuição:
(5) com instalações conectadas à Rede Básica; e
(6) com instalações conectadas às DIT ou ICG que acessam a Rede Básica.
(c) consumidor, autoprodutor ou produtor independente com instalações conectadas à Rede Básica e com a geração inferior à máxima carga própria;
(d) consumidor e autoprodutor com instalações conectadas às instalações da distribuidora que acessama Rede Básica em tensão igual ou superior à 230 kV; e
(e) agente autorizado a importar e/ou exportar energia.
4.1.12 Os usuários descritos nos itens 4.1.11(a), (c) e (d) podem declarar os MUST de acordo com as etapas de implementação dos seus empreendimentos, com exceção dos usuários de geração
detentores de centrais híbridas ou associadas, que devem contratar o MUST conforme regulamentação específica [6].
4.1.13 Para a associação de centrais geradoras, pelo menos uma delas não deve ter CUST assinado previamente à associação, ressalvadas as exceções previstas na regulamentação [6].
4.1.14 O MUST contratado da central geradora híbrida ou das centrais geradoras associadas deve ser, no mínimo, igual à soma dos MUST contratados das centrais geradoras com CUST vigentes
no momento da associação ou da hibridização.
4.1.15 O início de execução do CUST de centrais geradoras associadas se dará na data indicada no contrato como de início de vigência do MUST único, obedecendo os prazos máximos determinados
na regulamentação [4], salvas as condições previstas no item 4.2.7.
4.1.16 O agente de geração descrito no item 4.1.11(a)(3) deveconsiderar que:
(a) os MUST são iguais a zero e as máximas potências injetáveis no ponto de conexão do usuário com o sistema da distribuidora são especificadas no CUST, com o valor mínimo igual à potência instalada
subtraída da mínima carga própria de cada tecnologia de geração, com exceção aos usuários de geração detentores de centrais híbridas ou associadas, que devem contratar o MUST conforme
regulamentação específica [6]; e
(b) o autoprodutor ou produtor independente que conecta à unidade consumidora diretamente ou por meio de suas instalações de uso exclusivo, celebra CUSD, com os encargos decorrentes, para
atendimento a essa carga, quando houver indisponibilidade de geração.
4.1.17 O agente de geração descrito no item 4.1.11(a)(3), deve considerar que:
(a) os MUST são iguais a zero e as máximas potências injetáveis no ponto de conexão do usuário com as DIT são especificadas no CUST, com valor mínimo igual à potência instalada subtraída da mínima
carga própria de cada tecnologia de geração, com exceção aos usuários de geração detentores de centrais híbridas ou associadas, que devem contratar o MUST conforme regulamentação específica
[6]; e
(b) o autoprodutor ou produtor independente que conecta à unidade consumidora diretamente ou por meio de instalações de uso exclusivo, celebra CUSD, com os encargos decorrentes, para
atendimento a essa carga, quando houver indisponibilidade da geração.
4.1.18 O agente de distribuição deve contratar os MUST nos novos pontos de conexão decorrentes de novas obras. A não contratação não exime a distribuidora do pagamento dos encargos
pertinentes ao novo ponto.
4.1.19 O CUST celebrado com o agente de geração é por tempo indeterminado ou até a data de término de sua concessão ou ato autorizativo.
4.1.20 O início de execução e pagamento dos encargos de uso associados aos CUST celebrados por agentes de geração devem obedecer aos prazos máximos determinados na regulamentação
[4], independentemente do início de operação em testes das centrais geradoras, salvo as condições previstas no item 4.2.7.
4.1.21 O CUST assinado é condição necessária para liberação da entrada em operação de novos usuários no sistema de transmissão.
4.1.22 Os MUST nos pontos de conexão dependentes da entrada em operação comercial das instalações sob responsabilidade do agente de transmissão são contratados condicionados à entrada
em operação da obra.
4.1.23 Caso ocorra atraso na entrada em operação das instalações do agente de transmissão que impeça total ou parcialmente a prestação do serviço de transmissão na data contratada, são
observados os seguintes casos:
(a) restrição total: são mantidos os MUST contratados para o mês que antecede a data prevista para entrada da nova obra até a sua entrada em operação;
(b) restrição total e caso tenha sido contratado aumento deMUST: são considerados nos antigos pontos de conexão os MUST até o limite da capacidade existente;
(c) restrição parcial: são considerados os MUST até a capacidade operativa de longa duração disponível; e
(d) atraso de obras sob responsabilidade do usuário acessante: são considerados os MUST contratados na apuração na data da entrada em operação das instalações de transmissão associadas, definidas
no Termo de Liberação com Pendências (TLP) ou Termo de Liberação Definitivo (TLD), o que ocorrer primeiro
(e) dispensa de emissão do Termo de Liberação pelo ONS:é considerada como data de entrada em operação a data informada pelo agente de transmissão no sistema computacional do ONS [2];
4.1.24 Os valores dos MUST contratados devem ser consistentes com o estabelecido na regulamentação e de acordo com:
(a) os valores dos MUST contratados no ciclo anterior;
(b) a declaração dos MUST para fins de recontratação anual;
(c) a especificação na solicitação de acesso e no Parecer de Acesso emitido para as necessidades dos usuários na fronteira da Rede Básica, conforme Submódulo 7.1;
(d) a demanda declarada pelos agentes para expansão do mercado de demanda para o período de contratação, conforme Submódulo 3.5 – Consolidação da previsão de carga para planejamento da
operação eletroenergética;
(e) a demanda declarada pelo agente para os estudos do Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (PAR/PEL) para o período de contratação, conforme Submódulo 3.1 – Planejamento da
operação elétrica de médio prazo;
(f) a simulação das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), conforme Submódulo 8.2 – Divulgação de dados para cálculo tarifário; e
(g) a apuração mensal dos serviços e encargos de transmissão, conforme Submódulo 6.8 – Apuração dos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão e Submódulo 8.3 – Apuração de serviços e
encargos da transmissão e encargos setoriais.
4.1.25 O ONS elabora a minuta do CUST e a encaminha ao usuário na fase inicial de negociação, na qual o ONS coordena e analisa as sugestões das partes envolvidas.
4.1.26 Após finalizada a negociação, o ONS disponibiliza a minuta do CUST para assinatura do usuário.
4.1.27 As regras para as contratações em caráter flexível, temporário, de reserva de capacidade e por importadores e exportadores de energia estão estabelecidas na regulamentação [4][5].
4.1.28 As regras específicas para as contratações em caráter permanente para centrais de geração híbridas ou centrais geradoras associadas estão estabelecidas na regulamentação [4][6].
4.2. Administração do CUST e dos Termos Aditivos
4.2.1 O ONS administra o CUST com base nas seguintes informações:
(a) data de início da Operação em Teste na Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de Rede, conforme Submódulo 7.10 - Emissão de declaração de atendimento aos
Procedimentos de Rede para instalações de geração e Submódulo 7.11 - Emissão de declaração de atendimento aos Procedimentos de Rede para instalações de distribuição, consumidor livre e
agente de exportação ou importação de energia;
(b) Parecer de Acesso, conforme Submódulo 7.1; e
(c) Termos Aditivos anteriores.
4.2.2 Os usuários ou o representante legal indicado, no caso das centrais geradoras associadas, fornecem ao ONS os dados necessários para o preenchimento e atualização dos CUST e anexos,
contendo os MUST a serem contratados por esses usuários.
4.2.3 Os parâmetros do CUST que repercutem nas cláusulas contratuais, no cálculo tarifário e na apuração mensal dos serviços e encargos de transmissão são gerenciados pelo ONS e descritos
como:
(a) os MUST contratados;
(b) os MUSTg declarados;
(c) faixa de potência da central da geradora híbrida ou das centrais geradoras associadas;
(d) os encargos de uso do sistema de transmissão devidos;e
(e) os valores de cobertura dos Instrumentos de Garantia Financeira CCG, CFB ou ACT.
4.2.3.1 A faixa de potência da central geradora híbrida e das centrais geradoras associadas será calculada, conforme regulamento [6] e constará do Parecer de Acesso.
4.2.3.2 A GPC é vigente desde o período anterior a celebração do CUST até a emissão da(s) DAPR/D de todas as unidades geradoras, com os valores de cobertura correspondentes a 40 (quarenta)
meses de EUST, calculado segundo MUST a ser contratado, conforme regulamentação vigente e definido no respectivo Parecer de Acesso.
4.2.3.3 A GPC apresentada inicialmente tem vigência até, no mínimo, a data correspondente a 365 (trezentos e sessenta e cinco) dias contados da última data de início de MUST por
empreendimento previsto no Parecer de Acesso.
4.2.3.4 A GPC é apresentada ao ONS para validação, no máximo, até a data correspondente a 25 (vinte e cinco) dias anteriores a data limite para celebração do CUST.
4.2.3.4.1 Caso a GPC não seja apresentada dentro deste prazo, o agente de geração perde o direito de celebrar o CUST.
4.2.3.5 É requisito para a contratação do uso das centrais geradoras associadas a apresentação de GPC, inclusive para os casos de aditamento contratual, sendo que o valor a ser aportado é calculado
em momento anterior a contratação da associação e recalculado em momento anterior ao início de vigência do MUST Único, de acordo com a equação a seguir:
VCGPC A = MUST X TUSTassociação X
𝑃𝐼𝑁𝐸
𝑃𝐼𝑇𝑜𝑡
𝑥 40
Em que:
VCGPC A: Valor de cobertura da GPC da Associação
MUST: Montante de Uso do Sistema de Transmissão único do CUST da Associação aprovado pelo respectivo Parecer de Acesso
TUSTassociação : TUST para a associação definida conforme regulamentação vigente [6].
PINE: Somatório da Potência Instalada de todas as unidades geradoras da Associação com DAPR-D ainda não emitidas na ocasião de apresentação da garantia.
PITot : Somatório da Potência Instalada de todas as unidades geradoras da Associação.
4.2.3.5.1O representante legal da associação deverá aportar a GPC conforme item 4.2.3.5 e com a vigência conforme o disposto no item 4.2.3.3.
4.2.3.5.2 A parcela PINE será calculada apenas nas ocasiões descritas no item 4.2.3.5.
4.2.3.5.3 Caso um dos empreendimentos associados já possua e mantenha GPC aportada, este valor poderá ser abatido da GPC referente à associação até a data de início de vigência do MUST
único da associação, quando o valor da GPC deverá ser único para a associação e calculado novamente conforme equação descrita no item 4.2.3.5.
4.2.3.6 Para os geradores, após a emissão das respectivas DAPR/D de todas as unidades geradoras, a GPC poderá ser substituída por instrumento de garantia cujo valor de cobertura é definido
segundo cláusulas dos respectivos CUST, inclusive para centrais geradoras associadas.
4.2.3.7 Para os demais usuários, os Instrumentos de Garantia devem ser apresentados conforme as regras estabelecidas no CUST.
4.2.3.8 Os Instrumentos de Garantia Financeira, CFB ou ACT, são requisitos para a assinatura do CUST, segundo as condições estabelecidas nos itens 4.2.3.2, 4.2.3.3, 4.2.3.7 e 4.2.3.6.
4.2.3.9 Somente as garantias financeiras tratadas no item 4.2.3.2 serão devolvidas ao acessante a partir da apresentação da DAPR/D.
4.2.3.10 O disposto no item 4.2.3.2 não se aplica as distribuidoras, consumidores, agentes de exportação e agentes de importação, bem como, contratação temporária.
4.2.4 As inclusões ou aumentos dos MUST contratados pelos agentes de distribuição e consumidores livres, durante o ano em curso, deverão estar fundamentados por um Parecer de Acesso,
contendo as análises necessárias para viabilizar esta contratação.
4.2.5 O Parecer de Acesso explicita as condicionantes para alteração dos MUST já contratados ou a adoção de mais de um valor de MUST por ponto de conexão em um mesmo ano civil,
previamente estabelecido em um Parecer de Acesso.
4.2.6 Se a entrada de novos pontos de conexão provocar alteração dos MUST em pontos de conexão adjacentes, esses também devem ser relacionados no Parecer de Acesso, de forma a subsidiar
a alteração de valores dos MUST nesses pontos.
4.2.7 Os MUST nos pontos de conexão dependentes da entrada em operação de instalações sob responsabilidade do agente de transmissão são representados no contrato como condicionados
à efetiva entrada em operação da instalação de transmissão, segundo as seguintes diretrizes:
(a) a contratação dos MUST condicionados érealizada separadamenteno CUST enão produz efeitos para fins deapuração deserviços e encargos,incluindo encargos associados à postergação da data
de início de execução dos CUST para centrais geradoras, até que a instalação de transmissão seja liberada para entrada em operação;
(b) na contratação dos MUST condicionados constamos pontos deconexão novos eaqueles quesão diretamenteafetados pelo início devigência do novo ponto deconexão,quando houver,conforme
previsto no Parecer de Acesso; e
(c) os MUST contratados que não foram alterados pelos MUST condicionados a entrada em operação de instalações de transmissão continuam vigentes.
4.2.8 Os aumentos dos MUST pelos agentes de distribuição e consumidores livres, durante a contratação anual, deverão estar fundamentados por um Parecer de Acesso ou documento técnico
equivalente, contendo as análises necessárias para viabilizar esta contratação. No caso de reduções dos MUST contratados, o Termo Aditivo ao CUST deverá especificaro dispositivo normativo que
as justificam [2][4].
4.2.9 O agente de distribuição pode informar ao ONS os pontos de conexão que possuem como finalidade de garantir confiabilidade ao atendimento dos usuários no mesmo ano civil,
discriminando os montantes para a utilização do ONS, inclusive na apuração da sobrecontratação. Esses montantes não constam no CUST.
4.2.10 No caso do agente de geração, o MUST contratado pode ser aumentado, mediante Parecer de Acesso, ou reduzido conforme regulamentação vigente [4].
4.2.11 No caso das centrais geradoras associadas somente será possível alterar o MUSTg quando houver alteração do MUST.
4.2.12 As regras para descontratação ou rescisão do CUST queimplicam em exclusão dos MUST são tratadas conforme regulamentação[4][5].
4.2.13 A alteração de ponto de conexão, motivada por solicitação do próprio agente, é tratada como uma descontratação onerosa do ponto de conexão atualmente contratado, seguida de
contratação do ponto novo.
4.2.14 Os encargos decorrentes de eventual rescisão do CUST das centrais geradoras associadas serão calculados de acordo com a regulamentação vigente [4], com base no MUST único da
associação.
4.2.15 As regras para postergação de MUST são tratadas conforme regulamentação [4].
4.2.16 A mudança na forma de associação das Centrais Geradoras deverá ser precedida de
Parecer de Acesso e não poderá implicar em redução do MUST contratado pela associação original,
devendo o CUST vigente da associação ser encerrado, sem ônus, e os novos CUST serem firmados de
forma a corresponder às novas características da associação, ou aditados para corresponder às novas características da associação.
4.2.16.5 O encerramento do CUST da associação sem ônus se aplica apenas para os casos em que a configuração pretendida mantenha o enquadramento das centrais geradoras como associadas,
conforme regulamentação [6].
4.2.17 O agente com CUST vigente que vier a se tornar membro de associação deve ter seu CUST encerrado, sem onerosidade, em data anterior a data de início de vigência do CUST da associação.
4.2.18 O agente de geração ou o representante legal indicado, no caso das centrais geradoras associadas, fornece ao ONS e mantém atualizados os dados e as informações necessárias para os
processos de celebração do CUST.
4.2.19 A alteração do representante legal das centrais geradoras associadas poderá ser efetivada mediante termo aditivo ao CUST assinado por todas as centrais geradoras associadas.
4.3. Casos específicos para celebração e aditamento do CUST com as TUST reduzidas
4.3.1 O CUST com as TUST reduzidas, autorizadas pela ANEEL, é celebrado condicionado à apresentação dos seguintes documentos e informações, a serem anexados ao CUST ou Termo Aditivo:
(a) agentes de geração: o contrato de concessão ou ato autorizativo, com os valores da potência instalada, a declaração dos MUST por ponto de conexão e o percentual de redução das TUST;
(b) agentes de geração e consumidores: se em um mesmo ponto de conexão ocorrer a inserção de potência ou a retirada de demanda por mais de um empreendimento de geração e com diferentes
níveis de desconto nas TUST, o gerador e o consumidor devem declarar os MUST separadamente para cada empreendimento, identificando o percentual de redução de cada TUST; e
(c) usuários compradores de energia: declaração dos MUST por ponto de conexão, identificando o empreendimento de geração supridor da demanda e o percentual de redução das TUST.
4.4. Caso específico para celebração e aditamento do CUST para Usina Hidrelétrica de Itaipu
4.4.1 Com base nas disposições regulamentares, segue as determinações quanto às regras de conexão e de uso do sistema de transmissão a serem aplicadas à Usina Hidrelétrica de Itaipu:
(a) as linhas de transmissão de 750 kV Foz do Iguaçu/Ivaiporã, o elo de corrente contínua e a subestação Foz do Iguaçu 750 kV são classificadas como DIT de uso exclusivo da Itaipu Binacional e são
remuneradas por meio da tarifa de transporte específica, definida pela ANEEL e aplicada aos contratantes da energia gerada pela usina; e
(b) os pontos de conexão com a Rede Básica estão localizados nas subestações de Ibiúna (chegada das linhas de transmissão em corrente contínua) e Ivaiporã (chegada das linhas de transmissão de
750 kV Foz do Iguaçu), ponto para o qual são estabelecidas as TUST, contratados os MUST e calculados os EUST, referentes à injeção de potência da usina na Rede Básica do SIN.
5. CONTRATO DE CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (CCT), CONTRATO DE CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO - TERMO DE AJUSTE (CCT-TA) E CONTRATO DE
COMPARTILHAMENTO DE INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (CCI)
5.1. Celebração do contrato
5.1.1 O ONS, como interveniente dos CCT e CCI e como partecelebrante do CCT-TA, pode intervir ou auxiliar na negociação das partes envolvidas e apresentar sugestões para os modelos desses
contratos.
5.1.2 O ONS obtém da ANEEL as seguintes informações para celebração do CCT, CCT-TA e CCI:
(a) as informações sobre a caracterização dos agentes de transmissão; e
(b) as condições de conexão e de compartilhamento das instalações de transmissão, explicitadas nos contratos de concessão, autorização ou permissão, editais de licitação e demais documentos
regulatórios.
5.1.3 Todos os agentes participantes do CCT e CCT-TA também celebram o CUST com o ONS.
5.1.4 A celebração do CCT é realizada, sob interveniência do ONS, entre o agente de transmissão e os usuários listados a seguir e conforme ANEXO B:
(a) agente de geração:
(1) com usina despachada centralizadamente conectada à Rede Básica ou às DIT;
(2) com usina não despachada centralizadamente e conectada às DIT; e
(3) com usina queacessa à RedeBásica por meio das ICG.
(b) agente de distribuição:
(1) com instalações conectadas à RedeBásica;e
(2) com instalações conectadas às DIT eICGqueacessamà RedeBásica.
(c) consumidor,autoprodutor eprodutor independente:
(1) com instalações conectadas à RedeBásica,quando a geração for inferior à máxima cargaprópria;e
(2) com instalações conectadas às DIT diretamenteou pormeio deinstalações deuso restrito.
5.1.5 O agente de geração despachado centralizadamente e conectado às DIT celebra o CCT com o agente de transmissão responsável pelas DIT no ponto de conexão. Por meio desse contrato, o
agentedegeração remunera o agentedetransmissão pelo uso das instalações deconexão sob responsabilidadedo agentedetransmissão.
5.1.6 Os CCT,CCT-TA eCCI devem ser celebradosantes das providências para implantação das obras para conexão eacesso do agenteàs instalações detransmissão.
5.1.7 O CCT e CCI assinados são requisitos necessários para liberação da entrada em operação de novos usuários no sistema de transmissão e de novas instalações de transmissão no SIN,
respectivamente.
5.1.8 Semprequehouver conexão entreas instalações dos agentes degeração etransmissão da mesma empresa,énecessária a celebração deum TermodeAjusteno CCT,denominado CCT-TA,
entrea empresa eo ONS.
5.1.9 Semprequehouver o compartilhamento das mesmas instalações detransmissão entrediferentes agentes detransmissão,énecessária a celebração do CCI,sob interveniência do ONS.
5.1.10 O ONS analisa os CCT [4][5],CCT-TAeCCIconsiderandoas condições técnicas e regulatórias conformeprevêa regulamentação vigente.
5.1.11 O ONS assina os CCT e CCI como interveniente e o CCT-TA como parte celebrante após verificação das condições técnicas e regulatórias necessárias para celebração dos contratos. Caso
contrário,o ONS podecondicionar sua assinaturaà solução das pendências identificadas.
5.1.12 Após celebração do CCT,CCT-TAedo CCI,o ONS disponibiliza os contratos à ANEEL eà sociedadepor meio deseu sítio eletrônico [2][4].
5.2 AdministraçãodoCCT, CCT-TAe CCIe Termos Aditivos
5.2.1 O ONS analisa os CCT,CCT-TAeCCI,considerando as informações edados contidos nos:
(a) Pareceres deAcesso,conformeSubmódulo 7.1;
(b) Termos Aditivos anteriores;e
(c) Atos autorizativos da ANEEL associados às instalações objeto daquele(s)contrato(s).
5.2.2 O ONS define,em conjunto comas partes envolvidas,os parâmetros explicitados nos anexosdo CCT-TA.
5.2.3 O agente de transmissão mantém atualizados os dados constantes nos CCT, CCT-TA, CCI e seus respectivos anexos, como as datas de assinatura, o início de vigência, a validade dos contratos
ea relação das instalações consideradas.
6. CONTRATO DE PRESTAÇÃODE SERVIÇOSANCILARES (CPSA)
6.1. Celebraçãodo contrato
6.1.1 O CPSAestabelece os termos eas condições queregulam a administração ecoordenação,por partedo ONS,da prestação dosserviços ancilares pelos agentes [1],referentes aos seguintes
serviços:
(a) controle secundário de frequência, realizado pelas usinas que participam do Controle Automático de Geração (CAG), sempre que solicitado pelo ONS e sem ônus para os demais agentes de
operação.
(b) autorrestabelecimento integral, realizado pelas unidades geradoras integrantes do SIN que tenham equipamentos para essa finalidade, sempre que solicitado pelo ONS e sem ônus para os demais
agentes deoperação.
(c) suportedereativos por unidadegeradora queopera como compensador síncrono;
(d) (d) suportedereativos realizado por centrais geradoras despachadas centralizadamenteou consideradas naprogramação,na condição degeração depotência ativa nula;
(e) Sistema EspecialdeProteção (SEP);e
(f) despacho complementar para manutençãoda reserva depotência operativa.
6.1.2 O ONS realiza a análise técnica dos requisitos para demonstrar a necessidade e a viabilidade técnica da implantação dos equipamentos para prestação dos serviços ancilares por novas
usinas ou usinas em operação contratados no CPSA,conformeo Submódulo 2.3 –Critérios para estudos elétricos, Submódulo 2.10 –Requisitos técnicos mínimos paraa conexão às instalações de
transmissão eSubmódulo 3.10 –Estudospara segurança operacionalelétrica.
6.1.3 O ONS divulga em seu site a relação de centrais geradoras e/ou unidades geradoras aptas para prestação de serviço ancilar, com CPSA válido, conforme regulamentação vigente [1].
6.1.4 O agente de geração deve solicitar a autorização prévia da ANEEL para ressarcimento dos custos da implantação de reforços dos equipamentos para prestação dos serviços ancilares de
controle secundário de frequência, autorrestabelecimento integral, suporte de reativos por unidade geradora que opera como compensador síncrono e/ou SEP, acompanhado dos estudos e
documentos indicados na regulamentação vigente [1],necessários à avaliação decada serviço prestado.
6.1.4.1 O agentedegeração devesolicitar a celebração do CPSA ao ONS anexando,semprequepossível,a documentação necessária para análiseeelaboração do contrato.
6.1.5 O agente de geração ou o representante legal indicado, no caso das centrais geradoras associadas ou o representante indicado para o conjunto de centrais geradoras prestadoras de serviços
ancilares, deve fornecer ao ONS e manter atualizados os dados e as informações necessárias para os processos de celebração, aditamento, administração e manutenção das obrigações estabelecidas
no CPSA.
6.1.5.1 Os agentes devem indicar emanter atualizadaa lista deseus representantes no(s) sistema(s) computacional(ais) indicado(s) pelo ONS.
6.1.6 O ONS celebra o CPSA com o agente ou grupo de agentes de geração ou o representante legal indicado, no caso das centrais geradoras associadas.
6.1.7 A alteração do representante legal das centrais geradoras associadas, sem alteração da composição societária, poderá ser efetivada mediante termo aditivo ao CUST assinado por todas as
centrais geradoras associadas.
6.2 Avaliaçãoe ressarcimentodos serviçosancilares
6.2.1 O pagamento da receita anual referente aos custos adicionais de operação e manutenção (O&M) dos serviços ancilares prestados é realizado conforme regulamentação [1] e sob as seguintes
condições:
(a) controlesecundário defrequência:desempenho satisfatório das centrais geradoras no CAG,avaliado pelo ONS;
(b) autorrestabelecimento integral: ensaios aprovados realizados pelo ONS nas centrais geradoras indicadas à prestação de serviço; e
(c) atuação do SEP:desempenho satisfatório das centrais geradoras indicadas à prestação deserviço,avaliado peloONS.
6.2.2 O ressarcimento para os serviços de suporte de reativos em unidades geradoras que operam como compensador síncrono ou em centrais geradoras despachadas centralizadamente ou
consideradas na programação,na condição degeraçãodepotência ativa nula,érealizado pela Tarifa deServiços Ancilares (TSA).
6.2.3 As centrais geradoras que celebram CPSA para o serviço ancilar de despacho complementar para manutenção da reserva de potência operativa podem ser despachadas conforme
determinado no Submódulo 4.5 – Programação Diária da Operação e são apuradas conforme determinado no Submódulo 6.5 – Apuração da geração e de indisponibilidade de empreendimentos
degeração.
6.2.4 O ANEXO C apresenta para cada serviço ancilar prestado pelo agente de geração, a necessidade ou não de celebração do CPSA, conforme regulamentação [1].
7. REFERÊNCIAS
[1] ANEEL,Resolução Normativanº 1.030,de26 dejulho de2022.
[2] ANEEL,Resolução Normativanº 905,de8 dedezembro de2020.Regrasdos Serviços deTransmissãodeEnergia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional.Módulo 3 - Instalações eEquipamentos
deTransmissão.
[3] ANEEL,Resolução Normativanº 905,de8 dedezembro de2020.Regrasdos Serviços deTransmissãodeEnergia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional.Módulo 4 - Prestaçãodos Serviços.
[4] ANEEL,Resolução Normativanº 905,de8 dedezembro de2020.Regrasdos Serviços deTransmissãodeEnergia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional.Módulo 5 - Acesso ao Sistema.
[5] ANEEL,Resolução Normativanº 905,de8 dedezembro de2020.Regrasdos Serviços deTransmissãodeEnergia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional.Módulo 6 - Coordenação eControleda
Operação.
[6] ANEEL,Resolução Normativanº 954,de30 denovembro de2021.
[7] ANEEL.Despacho nº3.245,de1ºdesetembro de2023.
8. ANEXOS
ANEXO A–RELAÇÕES CONTRATUAIS ENTRE OS AGENTES E ONS
ANEXO B–CONTRATOS DE USO OU CONEXÃO PORTIPO E LOCALIDADE DO USUÁRIO
ANEXO C–LISTADOS SERVIÇOS ANCILARES ENECESSIDADE DE CPSA
ANEXOA –Relações contratuaisentre os agentes e ONS
ANEXO B – Contratos de Uso ou Conexão por tipo e localidade do usuário
Usuário celebrante Tipo e Localização do Usuário CUST CCT
Agente de geração ou representante
legal indicado
Com usina despachada centralizadamente e conectada à Rede Básica. SIM SIM
Com usina despachada centralizadamente e conectada à instalação de distribuidora. SIM NÃO
Com usina despachada centralizadamente e conectada à DIT. SIM SIM
Não despachado centralizadamente e conectado às DIT. NÃO SIM
Acessante da Rede Básica por meio de ICG. SIM SIM
Agente de distribuição Cominstalações conectadas à RedeBásica ou queacessama Rede Básica por meio deconexão às DITou ICG. SIM SIM
Consumidor, autoprodutor ou produtor
independente
Com instalações conectadas à Rede Básica e com a geração inferior à máxima carga própria. SIM SIM
Com instalações conectadas às DIT diretamente ou por meio de instalações de uso restrito NÃO SIM
Consumidor ou autoprodutor Com acesso à Rede Básica, em tensão igual ou superior à 230 kV, por meio de instalações da distribuidora. SIM NÃO
Exportador ou Importador Agente autorizado a importar e/ou exportar energia. SIM NÃO
ANEXO C – Lista dos serviços ancilares e necessidade de CPSA [1]
Serviço Ancilar CPSA
Controle primário de frequência Não
Controle secundário de frequência Sim
Suporte de reativos exceto compensador síncrono e centrais geradoras despachadas centralizadamente ou consideradas na programação, na
condição de geração de potência ativa nula
Não
Suporte de reativos:
Unidade geradora que opera como compensador síncrono; e
Centrais geradoras despachadas centralizadamente ou consideradas na programação, na condição de geração de potência ativa nula
Sim
Autorrestabelecimento Integral Sim
Autorrestabelecimento Parcial Não
Sistema Especial de Proteção (SEP) Sim
Despacho complementar para manutenção da reserva de potência operativa Sim
Medição Contábil
1. Introdução
A “Medição Contábil” compreende os processos de ajuste e de agrupamento dos dados de medição em informações consolidadas por ativo tipo carga ou geração e por agente da CCEE.
O módulo “Medição Contábil” detalha o processo de agrupamento de dados e atribui propriedade às informações coletadas dos pontos de medição, ao agregar essas informações em ativos de
geração ou consumo de energia.
O objetivo do módulo “Medição Contábil” é determinar:
▪ a geração por usina, definindo a energia comercial e de teste;
▪ o consumo por parcela de carga e de usina;
▪ a geração e o consumo total por agente já ajustados, de modo a incorporar as quantidades correspondentes de perdas da Rede Básica.
O módulo “Medição Contábil” ainda conta com sete anexos: (I) Cálculo do Fator de Disponibilidade, (II) Cálculo das Perdas Internas de Usinas, (III) Tratamento do Suporte de Reativos, (IV) Cálculo
do Fator de Operação Comercial e do Fator de Suspensão, (VI) Verificação da Ultrapassagem dos Limites da Potência Injetada e (VI) Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição. Esses
cálculos são auxiliares para algumas das grandezas determinadas no módulo “Medição Contábil” e seus dados de saída também são necessários em etapas posteriores do processo de
contabilização.
1.1. Conceitos Básicos
1.1.1. O Esquema Geral
O módulo “Medição Contábil”, esquematizado na Figura 1, agrega e ajusta as informações de medição, consolidando os ativos de geração e consumo para cada agente:
Figura 1: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Medição Contábil”
Observam-se, a seguir, as etapas do processo, que serão abordadas ao longo deste documento:
▪ Agregação de Dados de Pontos de Medição: responde pelo endereçamento, para cada agente, das medições em termos de ativos e suas respectivas parcelas, atendendo às características
e particularidades de cada instalação.
▪ Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração: calcula, em valores percentuais, os fatores de perdas da Rede Básica associados às quantidades sujeitas a este
ajuste.
▪ Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração: estabelece os volumes de perdas dos ativos de consumo e de geração que participam da Rede Básica.
▪ Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração: ajusta os montantes gerados e consumidos, de acordo com as perdas da Rede Básica calculadas anteriormente, e
consolida as informações por agente.
▪ Anexos
▪ Cálculo do Fator de Disponibilidade: identifica os fatores de disponibilidade utilizados para ajuste da garantia física média parcial, da garantia física das usinas hidráulicas e da garantia
física das usinas não hidráulicas. Tal fator é usado, ainda, para determinar a indisponibilidade das usinas comprometidas com CCEAR na modalidade disponibilidade de energia.
▪ Cálculo das Perdas Internas e Perdas da Rede Compartilhada de Usinas: estabelece os valores de perdas internas de usinas, com o objetivo de ajustar o lastro para comercialização e
dados determinados na barra desses empreendimentos. Inclui-se neste cálculo, além das perdas internas, o consumo próprio da usina para a manutenção de seus respectivos serviços auxiliares.
Este Anexo também estabelece o cálculo das perdas da Rede Compartilhada, que se faz necessário quando a Garantia Física das usinas, está definida no Ponto de Medição Individual – PMI das
usinas.
▪ Tratamento do Suporte de Reativos: identifica as grandezas relacionadas à prestação de Serviços Ancilares por suporte de reativos das usinas, passíveis de ressarcimento pelos agentes,
segundo a legislação vigente.
▪ Cálculo do Fator de Operação Comercial: apura os fatores de ajuste da garantia física sazonalizada das usinas, em função do número de unidades geradoras em operação comercial em
cada período de comercialização.
▪ Verificação da Ultrapassagem dos Limites de Potência Injetada: Verifica a ocorrência de ultrapassagem dos limites de potência injetada para as usinas participantes da comercialização
de energia incentivada e/ou especial, para fins de comprovação do direito à venda de energia incentivada e/ou especial
▪ Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição: apresenta uma lista de exemplos de agregação de dados de pontos de medição.
1.1.2. Agregação de dados de pontos de medição
O processo de agregar os dados dos pontos de medição pode ser compreendido como a consolidação dos valores fornecidos pelos canais C e G dos pontos de medição referenciados à Rede Básica
em informações por ativos, contabilizados como cargas e usinas.
Tal conceito aplica-se, por exemplo, à determinação do valor consumido por uma planta industrial que possui diversos pontos de medição associados, ou da geração de uma usina com mais de
um ponto de medição de geração líquida.
Figura 2: Exemplo derepresentaçãoda agregação dados depontos demedição para ativos
Essa consolidação depende da configuração elétrica e da localização dos pontos de medição instalados, exigindo um tratamento caso a caso, refletido no sistema de contabilização e liquidação
por meio deum conjunto deexpressões exclusivo por ativo.
As expressões correspondentes são cadastradas pela CCEE de acordo com a análise do esquema próprio de ligação elétrica (diagrama unifilar) dos ativos ao SIN, bem como com a análise da
influência desses ativos em relaçãoaos demais ativos modelados.
O resultado do processamento desses algoritmos traduz-se em informações de medição não ajustadas (pois ainda carecem da aplicação dos fatores de perdas de geração e consumo da Rede
Básica),porativos ou parcelas deativos modeladosnosistema,como uma representação contábildo universofísico dos agentes.
1.1.3. Ativos e parcelas de ativos
A atual estrutura do Setor Elétrico Brasileiro possibilita a um gerador comercializar a produção de uma usina segundo diversas modalidades, direcionando-a, por exemplo, ao Ambiente de
Contratação Livre(ACL),por meio denegociações bilaterais,ou ao AmbientedeContratação Regulada (ACR),por meio da venda em leilões.
Entretanto,o destinodado à energia comercializada deveser identificado em função das diferentes regras denegócios específicas ou da legislação vigente.
Dessemodo,uma usina podecontemplar diversas parcelas em função deseus tratamentos,identificadas pela dimensão “p”.
Figura 3: Esquema demodelagem deparcelas “p” deuma usina A ou B
A Figura 3 ilustra a modelagem deparcelas cadastradaspara umausina deforma semelhanteà estrutura dearquivos deum computador.Cada “pasta” representa umaparcela deusina econtém
as informações cadastrais eas medições associadas; cada parcela,por sua vez,é tratada conformelegislação ou regra denegócios específica.
Demodo análogo,as cargas modeladas também podem conter parcelasdecarga pararepresentaruma configuração específica.As parcelas decarga são representadas pela dimensão “c”.
Assim,para as Regras deComercialização,os ativossãodivididos etratados por:
▪ parcelas decargas,identificadas nas expressões dessemódulo pela dimensão “c” ou;
▪ parcelas deusinas,identificadas pela dimensão “p”.
1.1.4. Modelagem de Centrais Usinas Híbridas (UGH) ou Associadas
Para as Centrais Geradoras Híbridas (UGH) ou Associadas,como setrata demais deum ativo quecompartilha omesmo ponto deconexão,énecessário seguir algumasregras demodelagem 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 parcelasdeusinas “p” individualizadas,devendo ser apontada arelação deassociação entreambas 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 arelação deassociação entreambas 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
deRede. Portanto,como não épossívelmedir separadamentea geração decada fonte,a modelagem deambos os ativos devem corresponder auma única parcela deusinas “p”.
A figura a seguir ilustra a modelagem a ser realizada para cadaarranjo deusinas híbridas:
Figura 4 - Representação da modelagem dos possíveis arranjosdeusinas 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
individualdecada fonte,conformeos repectivos parâmetros descritos no(s) ato(s)deoutorga.
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 emenor 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.
Esseefeito encontra-seilustrado na Figura 5: