RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 21 de 38)

Para usinas que possuem medição de bruta por unidade geradora é considerado a parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de suporte de reativos. A quantidade de geração
não ajustada queparticipa do rateio deperdas da redebásica érealizada a partir daseguinteexpressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ (1 − 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗 −𝐹_𝑈𝐺𝐷𝑝,𝑗); ∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝐶
) + 𝐶𝑆𝑅𝑝,𝑗
Onde:
MED_G_PRBp,j éa Medição deGeração Não Ajustada queParticipa do Rateio dePerdas da RedeBásica da parcela deusina “p”, noperíodo decomercialização “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”
F_TESTEp,j éo Fator deTesteassociado à parcela deusina “p”,no período decomercialização “j”
F_UGDp,j éo Fator das Unidades Geradoras Desconsideradas associado à parcela deusina “p”, no período decomercialização “j”
M0_Gi,j éa Medição Integralizada do canalGdo medidor “i”, no período decomercialização “j”,por NívelHierárquico “n”dentro deuma estrutura topológica
CSRp,j éo Consumo deSuportedeReativos da parcela deusina “p”,noperíodo decomercialização “j”,definidono Anexo III –Tratamento do SuportedeReativos
“PI” éo conjunto depontos demedição defaturamento “i”,pertencentes à parcela deusina “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”
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 éa Medição deGeração Não Ajustada queParticipa do Rateio dePerdas da RedeBásicada parcela deusina “p”, noperíodo decomercialização “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 éo Fator deTeste associado à parcela deusina “p”,no período decomercialização “j”
“PI” éo conjunto depontos demedição defaturamento “i”,pertencentes à parcela deusina “p”
“OTCS” éo conjunto depontos demedição “i”,relativos a unidades geradoras em teste,operação comercialesuspensas pertencentes à parcela deusina “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”
3.6.7. Exemplopara determinação da geração de teste de uma usina que participado rateiode perdas da rede básica
O cálculo da quantidadedegeração detestenão ajustada deuma determinada usina queparticipa do rateio deperdas da redebásica érealizado deforma diferenciada para usinas que possuam
medição bruta porunidadegeradora epara aquelas quenão 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 seguinteexpressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
∗ 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗; ∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝑇𝑆
)
Onde:
MED_GT_PRBp,j éa Medição deGeração deTesteNão Ajustada queParticipa do Rateio dePerdas da RedeBásica da parcela deusina “p”, no período decomercialização “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”
F_TESTEp,j éo Fator deTesteassociado à parcela deusina “p”,no período decomercialização “j”
M0_Gi,j éa Medição Integralizada do canalGdo medidor “i”, no período decomercialização “j”,por NívelHierárquico “n”dentro deuma estrutura topológica
“PI” éo conjunto depontos demedição defaturamento “i”,pertencentes à parcela deusina “p”
“BTS” éo conjuntodepontos demedição degeração bruta “i”,relativos às unidades geradoras em testeesuspensas pertencentes àparcela deusina “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 éa Medição deGeração deTesteNão Ajustada queParticipa do Rateio dePerdas da RedeBásica da parcela deusina “p”, no período decomercialização “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 éo Fator deTesteassociado à parcela deusina “p”,no período decomercialização “j”
MED_G_PRBp,j éa Medição deGeração Não Ajustada queParticipa do Rateio dePerdas da RedeBásicada parcela deusina “p”, noperíodo decomercialização “j”
“PI” éo conjunto depontos demedição defaturamento “i”,pertencentes à parcela deusina “p”
“OTCS” éo conjunto depontos demedição “i”,relativos às unidades geradoras em teste,operação comercialesuspensas pertencentes à parcela deusina “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. Exemplopara 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 demedição,associadosà parcela deusina,como na expressãoa 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 éa MediçãodeLíquida deConsumodo ponto demedição “i”, no período decomercialização “j”
“PI” éo conjunto depontos demedição defaturamento “i”,pertencentes à parcela deusina “p”
Já paraa parcela da usina habilitada para prestação deserviços ancilares de suportedereativos, o consumo não ajustado édeterminado conformea seguinteexpressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥(0;(∑ 𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
)− 𝐶𝑆𝑅𝑝,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 éa MediçãodeLíquida deConsumodo ponto demedição “i”, no período decomercialização “j”
CSRp,j éo Consumo deSuportedeReativos da parcela deusina “p”,noperíodo decomercialização “j”,definidono Anexo III –Tratamento do SuportedeReativos
“PI” éo conjunto depontos demedição defaturamento “i”,pertencentes à parcela deusina “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 éa Medição deConsumo deGeração Não Ajustada queParticipa da RedeBásica da parcela deusina “p”,no período decomercialização “j”
M_C_PRBi,j éa Medição Ajustada Finalassociadaao CanalC queParticipa da RedeBásicado ponto demedição“i”,eno período decomercialização “j”
“PI” éo conjunto depontos demedição defaturamento “i”,pertencentes à parcela deusina “p”
3.6.9. Exemplopara agregação de informações de mediçãode vários pontos de mediçãoem 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-seutilizar o somatório depontos demedição,associadosà parcela decarga,como na expressãoa 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 éa MediçãodeLíquida deConsumodo ponto demedição “i”, no período decomercialização “j”
“CI” éo conjunto depontos demedição “i”,associadosà parcela decarga “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 éa MediçãodeConsumo Não Ajustada queParticipa da RedeBásica da parcela decarga “c”,noperíodo decomercialização “j”
M_C_PRBi,j éa Medição Ajustada Finalassociadaao CanalC queParticipa da RedeBásicado ponto demedição“i”,no período decomercialização “j”
“CI” éo conjunto depontos demedição “i”,associadosà parcela decarga “c”
3.6.10. Exemplopara determinação da MediçãoBruta 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 éa Medição Bruta em Operação Comercialdaparcela deusina “p”,no período decomercialização “j”
M0_Gi,j éa Medição Integralizada do canalGdo medidor “i”, no período decomercialização “j”,por NívelHierárquico “n”dentro deuma estrutura topológica
M0_Ci,j éa Medição Integralizadado canalC do medidor “i”, no período decomercialização “j”,por NívelHierárquico “n”dentro deuma estrutura topológica
“PMAQ” éo ConjuntodeUnidades Geradoras em Operação Comercialda parcela deusina “p”
Já a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina habilitada para prestação de serviços ancilares de suporte de reativos, é determinada de forma análoga às demais usinas, entretanto
éacrescido o consumo de suportedereativos,conformea seguinteexpressão:
𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗 = ( ∑ (𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − 𝑀0_𝐶𝑖,𝑗)
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
)+ 𝐶𝑆𝑅𝑝,𝑗
Onde:
MBUp,j éa Medição Bruta em Operação Comercialdaparcela deusina “p”,no período decomercialização “j”
M0_Gi,j éa Medição Integralizada do canalGdo medidor “i”, no período decomercialização “j”,por NívelHierárquico “n”dentro deuma estrutura topológica
M0_Ci,j éa Medição Integralizadado canalC do medidor “i”, no período decomercialização “j”,por NívelHierárquico “n”dentro deuma estrutura topológica
CSRp,j éo Consumo deSuportedeReativos da parcela deusina “p”,noperíodo decomercialização “j”,definidono Anexo III –Tratamento do SuportedeReativos
“PMAQ” éo ConjuntodeUnidades Geradoras em Operação Comercialda parcela deusina “p”
3.6.11. Exemplopara determinação da geração de uma usina no Ponto de MediçãoIndividual –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:
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)
Caso contrário:
𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑀𝐼𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥(0;(∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗 − ∑ 𝑀0_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼 𝑖∈𝑃𝐼
)) ∗(1 − 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗)
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 nosistema de contabilização.
Onde:
MED_G_PMIp,j é a Medição de Geração Não Ajustada no Ponto de Medição Individual da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, no 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”, no 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”, no 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))
Caso contrário:
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”, no período de comercialização “j”
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor “i”, no 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”, no 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”, no 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”, no 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 periodo de comercialização 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 do módulo “Repactuação do Risco Hidrológico do ACR”, além de informações da ANEEL e do Operador Nacional do Sistema (ONS) são utilizadas para a formação dos encargos a serem
pagos aos agentes geradores com usinas passíveis de recebimento desses montantes. As demais informações advindas dos módulos de “Penalidades”, e “Tratamento das Exposições” são utilizadas
para alívio e rateio dos encargos apurados neste caderno de regras
1.1. 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 suporte de reativos, 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 da geração 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).
Anexo
▪ Anexo I – Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo: consolida os recursos financeiros residuais a serem utilizados para alívio retroativo de encargos e exposições
financeiras negativas (decorrentes do tratamento das exposições em função da eventual diferença de preços entre os submercados), bem como os recursos destinados a alívio futuro de encargos.
1.1.2. Restrições de Operação
O Brasil, em função da predominância hidráulica do parque gerador, decidiu adotar o modelo de despacho centralizado (tight pool), em que o ONS decide a quantidade de energia a ser despachada
por usina integrante do sistema interligado, com base em cadeia de modelos de otimização do uso da água estocada nos reservatórios.
Essa cadeia de modelos de otimização é a mesma utilizada pela CCEE na determinação do PLD. Na determinação do CMO, o ONS considera as restrições de transmissão internas a cada submercado
para que o despacho atenda a demanda do mercado e assegure a estabilidade do sistema. Já a CCEE calcula um PLD único para todo o submercado, ou seja, para efeito do cálculo do preço, a CCEE
trabalha como se a energia estivesse igualmente disponível em todos os pontos de consumo desse mesmo submercado. Dessa forma, as restrições internas aos submercados não são consideradas.
Há,portanto,uma diferença importanteentreo despacho econômico calculado pela CCEE eo despacho elétrico operacionalizado pelo ONS.Dessa forma,épossível queas usinas venham a ser
despachadas em níveis diferentes dos previstos na CCEE. Essas diferenças são ressarcidas a essas usinas pelos Encargos de Serviços do Sistema.
Os custos associados às restrições de operação correspondem ao ressarcimento para as usinas cuja produção elétrica tenha sido afetada por restrições de operação dentro de um submercado.
Têm direito ao recebimento de encargos por restrições de operação apenas as usinas termelétricas com CVU não nulo.
O cálculo dos encargos relativos ao custo de restrição de operação incorpora também as diferenças não previstas pelo despacho sem restrição ex-ante da CCEE e captadas pelo despacho real
verificado, realizado pelo ONS, como: alterações na configuração do sistema decorrentes da queda de uma linha de transmissão, uma grande chuva que venha a ocorrer após o cálculo do modelo
de otimização da programação e que pode alterar substancialmente o planejamento da operação de curto prazo do ONS, dentre outras possibilidades.
A diferença entre a geração realizada/instruída pelo ONS e a geração prevista na programação sem restrições da CCEE pode resultar em duas situações possíveis, conforme mencionado
anteriormente,quaissejam:(i) constrained-offe(ii)constrained-on.
A Figura 2 ilustra as ambas as condições de restrição operacional:
Figura2:TiposdeRestriçãodeOperação:Constrained-OffeConstrained-On
Destaca-se que as usinas eólicas possuem direito a recebimento do Constrained-Off no caso de restrição de transmissão externa a instalações da usina, nos temos da regulamentação vigente.
Devido às restrições técnicas das usinas térmicas, podem ser programados despachos além da ordem de mérito, com o objetivo final de atender uma solicitação de despacho na ordem de mérito
do ONS. Tais restrições, denominadas de unit commitment, passam a ser modeladas no DESSEM.
A primeira restrição que deve ser observada é o tempo mínimo de acionamento da usina, ou seja, uma vez acionada, a usina necessita tecnicamente de determinada quantidade de horas ligadas
até finalizar o desligamento. Além disso, existem as restrições de tomada e descida de carga (rampa de subida e descida, respectivamente).
Para atender a solicitação de despacho da ordem de mérito é necessário que a usina termelétrica inicie o processo de acionamento das unidades geradoras, em momento anterior para atendimento
da potência da usina, ou ainda no nível de despacho programado (respeitado a geração mínima e geração máxima).
Por fim, também é necessário respeitar as restrições de descida de carga da usina para retornar à condição de desligamento total. Destaca-se também a restrição de tempo mínimo de desligamento
até um novo acionamento, também cadastrada como parâmetro técnico no DESSEM, porém sem direito a recebimento de encargo.
Figura3–RepresentaçãodasRestriçõesOperativasporUnitCommitment
1.1.3. ServiçosAncilares
Os serviços ancilares, conforme regulamentação específica, são destinados a garantir a qualidade e a segurança da energia gerada, contribuindo para a confiabilidade do SIN.
Os serviços ancilares informados pela ANEEL e remunerados por meio dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS) são compostos por:
a) Suporte de Reativos: O agente de geração recebe o equivalente à energia reativa gerada ou absorvida valorada à Tarifa de Serviços Ancilares (TSA), que é revista pela ANEEL anualmente.
b) Despacho Complementar para Manutenção da Reserva de Potência Operativa: As usinas termelétricas que forem acionadas para atenderem ao despacho complementar para manutenção
da reserva de potência operativa recebem essa energia valorada ao preço da oferta realizada, quando o atendimento ao despacho é considerado satisfatório, ou ao seu CVU para despacho na
ordem de mérito, quando insatisfatório. A energia gerada é liquidada a PLD a crédito do gerador e o montante financeiro adicional necessário para completar a valoração dessa energia é pago ao
gerador por meio de encargos.
c) Os empreendimentos de geração atualmente em operação que venham a ter o provimento de serviços ancilares determinado pela ANEEL, ou que tiveram autorização para reposição
dos equipamentos e peças destinadas à prestação de serviços ancilares, terão o custo de implantação ou reposição auditado e aprovado por tal agência e ressarcido via ESS.
1.1.4. EncargosporImportação
Em 29 de dezembro de 2022 foi publicada a Portaria nº 60 do Ministério de Minas e Energia (MME), a qual estabelece que, o Operador Nacional do Sistema (ONS) poderá utilizar integralmente ou
parcialmentea energia de importação provenienteda República Argentina edo Uruguai,observando as quantidades eas condições passíveis desubstituição termelétrica,garantindo a redução
do custo imediato de operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Poderão ser autorizados um ou mais Agentes Comercializadores como responsáveis pela importação de energia elétrica perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, desde
que adimplentes e autorizados nos termos da Portaria MME nº 596, de 19 de outubro de 2011.
A declaração dos montantes e dos preços da energia para importação será realizada por meio de ofertas ao ONS, anteriormente à programação da operação e à formação do PLD, com entrega da
energia no centro de gravidade do SIN e tendo como destino o Mercado de Curto Prazo (MCP). Os montantes e preços da energia ofertados para importação não serão considerados nos processos
de planejamento e programação da operação associados ao Programa Mensal da Operação (PMO) e de formação do PLD.
1.1.5. EncargosdeSegurançaEnergética
A Lei nº 10.848, de 2004, estabelece que, com vistas à garantia do suprimento energético, o ONS poderá despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico (em ordem crescente
em relação aos custos declarados de geração).
Como o despacho fora da ordem de mérito, para a garantia de suprimento energético, não leva em consideração o custo de operação declarado dessas usinas para a formação do PLD, a Lei
13.360/2016, estabeleceu que o montante financeiro a ser pago para as usinas despachadas adicionalmente para a garantia de suprimento energético será rateado pelos consumidores.
1.1.6. EncargosdeDeslocamentoHidráulico
O Artigo 2º da Lei n º 13.203, de 08 de dezembro de 2015, estabelece que a ANEEL deverá estabelecer para aplicação a partir de 2017, a valoração, o montante elegível e as condições de pagamento
para os participantes do MRE do custo do deslocamento da geração hidrelétrica.
Dessaforma,a ANEELpublicou regulamentação específica queestabeleceas regras parasedeterminaro montantedeenergia quedeveser considerado comodeslocamento hidráulico,aforma
de apuração do custo desse deslocamento e a forma de ressarcimento aos geradores participantes do MRE.
Assim, definiu-se que o deslocamento hidráulico é composto por duas parcelas:
1. O deslocamento hidráulico energético, constituído pela geração por segurança energética mais a importação de energia sem garantia física associada
2. O deslocamento hidráulico elétrico, constituído pela geração originada por restrições elétricas identificada pelo ONS como indutora deredução degeração das usinas participantes do
MRE
Desses dois montantes incialmente apurados deve-se abater a indisponibilidade verificada de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito. A Figura 4 ilustra a apuração dos montantes
de deslocamento hidráulico.
Posteriormente, foi publicado pela Aneel ato normativo que estabeleceu que também devem ser apurados montantes de deslocamento hidráulico provenientes de inflexibilidade termelétrica
realizada após o fechamento da programação do despacho por mérito econômico e por geração fora da ordem de mérito de custo para compensar falta de combustível, sendo que estes montantes
de deslocamento não devem sofrer abatimento da indisponibilidade verificada de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito.
Figura 4: Apuração dos montantes de deslocamento hidráulico
Os montantes de deslocamento hidráulico apurados, inclusive os oriundos de inflexibilidade termelétrica realizada após o fechamento da programação do despacho por mérito econômico e por
geração fora da ordem de mérito de custo para compensar falta de combustível, são rateados entre todas as usinas participantes do MRE na proporção da garantia física modulada e ajustada,
considerando sazonalização flat.
Os montantes de deslocamento hidráulico destinados às usinas do MRE que optaram pela repactuação do risco hidrológico precisam ser ajustados em função do produto escolhido no processo
de repactuação e do valor do Ajuste MRE (GSF) apurado.
A Figura 5 ilustra os pontos anteriores.
Figura 5: Determinação do Deslocamento Hidráulico para usinas que repactuaram
Tendo se determinado os montantes de deslocamento hidráulico que cada usina hidrelétrica participante do MRE têm direito, apura-se o custo desse deslocamento a partir do produto entre o
montante de deslocamento e a diferença entre o valor do PLD da hora e do submercado em que houve deslocamento e o chamado PLD_X, valor associado ao custo de oportunidade de geração
em razão do armazenamento incremental nos reservatórios das usinas hidrelétricas decorrente do deslocamento de geração hidrelétrica.
Os custos apurados dos deslocamentos hidráulicos são assumidos por:
▪ Todos os consumidores do SIN;
▪ Pelo gerador termelétrico, no caso de de inflexibilidade termelétrica realizada após o fechamento da programação do despacho por mérito econômico e por geração fora da ordem de
mérito de custo para compensar falta de combustível, sendo assumido pelo agente proprietário da usina termelétrica que deu origem ao deslocamento.
1.1.7. Forma de rateio dos encargos
Os encargos mencionados anteriormente são rateados entre os agentes de formas distintas, conforme apresentado a seguir:
Forma de Rateio
Restrição de Operação
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN (Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), de cada agente em relação a todos os agentes, respeitando o tipo de restrição, multi-
submercados ou submercado único, onde para encargos por restrição de operação do tipo multi-submercados será rateado entre os agentes
localizados nos submercados do agrupamento, e para encargos por restrição de operação do tipo submercado único será rateado pelos agentes
localizados no mesmo submercado.
Compensação Síncrona
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN(Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), de cada agente, em relação ao consumo atendido pelo SIN de todos os agentes localizados no
seu submercado.
Suporte de Reativos
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN(Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), de cada agente, em relação ao consumo atendido pelo SIN todos os agentes de todos os
submercados.
Importação
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN(Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), de cada agente, em relação ao consumo atendido pelo SIN todos os agentes de todos os
submercados.
Segurança Energética
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN (Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente de sua localização), considerando eventual geração de propriedade da carga, provenientes de usinas localizadas
no mesmo ou em outro sítio.
Deslocamento Hidráulico
Rateado na proporção do consumo atendido pelo SIN (Consumo atendido pelo SIN: consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida no
SIN, ou seja, independentemente desua localização), de cada agente em relação a todos os agentes, respeitando o tipo de restrição, multi-
submercados ou submercado único, onde para encargos por restrição de operação do tipo multi-submercados será rateado entre os agentes
localizados nos submercados do agrupamento, e para encargos por restrição de operação do tipo submercado único será rateado pelos agentes
localizados no mesmo submercado. Referente ao encargo de deslocamento hidráulico por inflexibilidade, seu custo será pago pela usina que deu
origem.
Figura 6: Formação dos Encargos de Serviços doSistema (ESS)
1.1.8. Consolidação dos Encargos
A consolidação dos encargos consiste em determinar o total de encargos a serem pagosaos agentes com usinas recebedorasde encargos no mês de apuração.
Os encargos de serviços do sistema são compostos por encargos de serviços ancilares, encargos por restrição de operação, encargos por Segurança Energética, encargos por Importação e encargos
por Deslocamento Hidráulico, conforme ilustrado na Figura 7.
Figura 7: Formação dos Encargos de Serviços doSistema (ESS)
Os seguintes recursos podem ser utilizados para abatimento ou alívio do total de encargos de serviços do sistema a ser pago pelos agentes proprietários de pontos de medição de consumo
registrados na CCEE:
▪ Saldo remanescente do alívio de exposições do mês vigente;
▪ Sobra de receitas advindas do mês anterior, a qual também considera eventual saldo remanescente da Conta de Energia de Reserva (CONER) após o término de suprimento dos Contratos
de Energia de Reserva (CER) (Para maiores informações sobre Energia de Reserva consulte o módulo específico); e
▪ Recursos advindos da aplicação de penalidades anteriores a novembro de 2005 por insuficiência de lastro de comercialização de energia, acrescido do pagamento de penalidades por
falta de combustível, associada aos processos de coleta de dados de medição pela CCEE, multas atribuídas ao não aporte das garantias financeiras e multa por inadimplência na liquidação financeira
do mercadode curto prazo.
▪
A Figura 8 ilustra essa etapa de alívio de encargos:
Figura 8: Total de Encargossuperior a Reserva para Alívio de ESS
Se o recurso para alívio de ESS for maior que o total de encargos de serviços do sistema, os agentes proprietários de pontos de medição de consumo não pagam ESS e o valor remanescente é
alocadoda seguinte forma: