RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 30 de 38)

TP_ENC_ARa,m é o Total de Pagamento de Encargos Passível de Alívio Retroativo, do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
P_ESSa,m é o Pagamento por Encargos de Serviços do Sistema, do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
P_RESPOPa,m é o Pagamento do Encargo para Atendimento ao Despacho Complementar para Manutenção da Reserva de Potência Operativa, do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
P_ENC_IMPa,m é o Pagamento por Encargos de Importação do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
P_OSA_USIa,m é o Pagamento por Encargos de Outros Serviços Ancilares do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
TAR_ENC_RECONT_Aa,m é o Total de Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos Ajustado para fins de recontabilização do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
SFM_FUT_RECONT_Aa,m é a Sobra Financeira do Mês para Alívio das Despesas Futuras Ajustado para fins de Recontabilização do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
3.1.2. Dados de Entrada da Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo
TRDA_ESSm
Total de Recurso Disponível para Alívio de ESS
Descrição Montante financeiro consolidado no mês de apuração “m” para alívio de encargos de serviços do sistema
Unidade R$
Fornecedor Encargos (Total de Recursos Ajustados para Alívio de ESS)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
TRU_ESSm
Total de Recursos Utilizados para Alívio de ESS
Descrição
Corresponde à sobra de recursos decorrentes do tratamento de exposições em função da diferença de
preços entre os submercados para alívio de despesas com ESS dos agentes com carga modelada na CCEE,
mês de apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Tratamentodas Exposições (Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio de ESS)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
T_ESSm
Total de Encargos de Serviços do Sistema
Descrição Total de Encargos de Serviços do Sistema no mês de apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Encargos (Ajuste dos Encargos Apurados)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
SFM_FUT_RECONTm
Sobra Financeira do Mês para Alívio das Despesas Futuras para fins de Recontabilização
Descrição
Sobra Financeira do Mês para Alívio das Despesas Futuras para fins de Recontabilização no mês de
apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Tratamentodas Exposições (Total das Exposições Positivas e Negativas)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
SFM_FUT_RECONT_Aa,m
Sobra Financeira do Mês para Alívio das Despesas Futuras Ajustado para fins de Recontabilização
Descrição
Sobra Financeira do Mês para Alívio das Despesas Futuras Ajustado para fins de Recontabilização do perfil
de agente “a”, no mês de apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Encargos (Ajuste dos Encargos Apurados)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
TAR_ENC_RECONT_Aa,m
Total de Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos Ajustado para fins de Recontabilização
Descrição
Total de Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos Ajustado para fins de Recontabilização do
perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”
Unidade R$
Fornecedor Encargos (Ajuste dos Encargos Apurados)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
3.1.3. Dados de Saída da Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo
RD_AR12m
Recurso Disponível para o Alívio Retroativo do 12º Mês Anterior
Descrição
Corresponde à sobra de recursos decorrentes do alívio de encargos de serviços do sistema no mês de
apuração “m” destinado ao alívio retroativo das exposições financeiras do 12º mês anterior
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
SF_ESS_FUTm
Sobra Financeira para Alívio das Despesas Futuras com ESS
Descrição
Corresponde à sobra de recursos decorrentes do alívio de encargos de serviços do sistema no mês de
apuração “m” para eventual alívio de despesa futuras com ESS
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
TP_ENC_ARa,m
Total de Pagamentos de Encargos Passível de Alívio Retroativo
Descrição
Montante de encargos apurados passível de alívio retroativo, composto pelos encargos de serviços do
sistema e os encargos por razão de segurança energética, por agente perfil de agente “a”, calculados no
mês de apuração “m”
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos ou Zero
3.2. Anexo II – Determinação da Energia Contratada Utilizada para Encargos de Serviços do Sistema
Objetivo:
Calcular as horas de geração indisponível para as usinas eólicas, assim como a geração frustrada e a energia contratada utilizados para determinar o montante de encargo por restrição de operação
a ser recebido.
Contexto:
Importante:
Os perfis de agente das classes deImportação e Exportação para os meses emque for observado exportação de energia
elétrica em caráter interruptível não farão jus ao alivio retroativo do total de seus encargos passíveis de alivio, ou seja, o
Total de Pagamento de Encargos Passível de Alívio Retroativo (TP_ENC_ARa,m) para os referidos meses serão iguais a
zero.
As usinas eólicas,cuja linha detransmissão externa a usina esteja indisponívelpor umperíodo superior ao limite determinado pelo regulador,passama receber,via ESS,pelo montantedegeração
frustrada limitada ao seu respectivo montante de energia comercializado.
3.2.1. Detalhamento do Banco de Horas de Indisponibilidade em função da Transmissão
77. O processo de cálculo da determinação do banco de horas em função da indisponibilidade externa é composto pelos seguintes comandos e expressões:
77.1. Aindisponibilidadeda linha detransmissão écontabilizada eenviada pelo ONS quando ela é externa a usina impactando a geração,caso contrário a mesma será zero,conformeequação
a seguir:
Se no período de comercialização "j" há evento de constrained-off, indicado pelo ONS, ocasionado por indisponibilidade da linha de transmissão externa à usina, então:
𝐹_𝐼𝑁𝐷𝐼𝑆𝑃𝑐𝑝,𝑗 = 1
Caso contrário:
𝐹_𝐼𝑁𝐷𝐼𝑆𝑃𝑐𝑝,𝑗 = 0
Onde:
F_INDISPcp,j é o Fator de geração Indisponível em função da transmissão, do conjunto das usinas eólicas “cp”, por período de comercialização “j”
78. As horas caracterizadas como indisponíveis pelo ONS são somadas no banco de indisponibilidade em função da transmissão, conforme a seguinte equação:
𝐵𝐴𝑁𝐶𝑂_𝐼𝑁𝐷𝐼𝑆𝑃𝑝,𝑗 = ∑ (( ∑ 𝐹_𝐼𝑁𝐷𝐼𝑆𝑃𝑐𝑝,𝑗
𝑗∗∈𝑚
)⁡+𝐴𝐷𝐷𝐶_𝐹_𝐼𝑁𝐷𝐼𝑆𝑃𝑝,𝑚)
𝑚∈𝑓
∀⁡𝑝 ∈ 𝑐𝑝
Onde:
BANCO_INDISPp,j é o Banco de Indisponibilidade em função da transmissão, da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
F_INDISPcp,j é o Fator de geração Indisponível em função da transmissão, do conjunto das usinas eólicas “cp”, por período de comercialização “j”
ADDC_F_INDISPp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas referente ao Fator de geração Indisponível, da parcela de usina “p”, no mês de apuração
“m”
“j*” se refere aos períodos de comercialização anteriores
3.2.2. Detalhamento da Geração Frustrada
79. Inicialmente, se faz necessário apurar a geração frustrada do conjunto de usinas eólicas nos momentos em que a indisponibilidade externa e a geração de referência são maiores que a
medição de geração, conforme a seguir:
𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝐶𝑂𝑁𝐽𝑐𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥(0;𝐺_𝑅𝐸𝐹_𝐶𝑂𝑁𝐽_𝑂𝑁𝑆𝑐𝑝,𝑗 −⁡ ∑ 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗
𝑝∈𝑐𝑝
)
Onde:
G_FRUS_CONJcp,j é a Geração Frustrada do Conjunto das usinas eólicas “cp”, por período de comercialização “j”
G_REF_CONJ_ONScp,j é a Geração de Referência encaminhada pelo ONS do Conjunto das usinas eólicas “cp”, por período de comercialização “j”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“cp” conjunto de usinas agregadas pelo ONS
80. A geração frustrada preliminar da usina é calculada individualmente para cada usina eólica do conjunto, conforme a seguir:
𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑃𝑅𝐸𝑝,𝑗 = 𝑚𝑎𝑥(0;𝐺_𝑅𝐸𝐹𝑝,𝑗 −⁡𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗)
Onde:
G_FRUS_PREp,j é a Geração Frustrada Preliminar da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
G_REFp,j é a Geração de Referência da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
81. Em seguida toda a geração frustrada preliminar das usinas eólicas que compõem o conjunto é agregada, conforme a equação:
𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑇𝑂𝑇𝑐𝑝,𝑗 = ∑ 𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑃𝑅𝐸𝑝,𝑗
𝑝∈𝑐𝑝
Onde:
G_FRUS_TOTcp,j é a Geração Frustrada Total do Conjunto das usinas eólicas “cp”, por período de comercialização “j”
G_FRUS_PREp,j é Geração Frustrada Preliminar da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
“cp” conjunto de usinas agregadas pelo nos
82. A geração frustrada total do conjunto é rateada de forma a determinar proporcionalmente o montante de geração frustrada de cada usina pertencente ao conjunto, sendo aplicável
apenas para as usinas que ultrapassaram o limite de horas, conforme as seguintes expressões:
𝐶𝑎𝑠𝑜⁡𝐵𝐴𝑁𝐶𝑂_𝐼𝑁𝐷𝐼𝑆𝑃𝑝,𝑗 > 𝐿𝐼𝑀_𝐼𝑁𝐷𝐼𝑆𝑃𝑓⁡,𝑒𝑛𝑡ã𝑜:⁡
𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑅𝐴𝑇𝑝,𝑗 = 𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝐶𝑂𝑁𝐽𝑐𝑝,𝑗 ∗⁡
𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑃𝑅𝐸𝑝,𝑗
𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑇𝑂𝑇𝑐𝑝,𝑗
Caso contrário:
𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑅𝐴𝑇𝑝,𝑗 = 0
Onde:
BANCO_INDISPp,j é o Banco de Indisponibilidade em função da transmissão, da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
LIM_INDISPf é o Limite de Indisponibilidade regulatório no ano de apuração “f”
G_FRUS_RATp,j é a Geração Frustrada Rateada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
G_FRUS_PREp,j é a Geração Frustrada Preliminar da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
G_FRUS_TOTcp,j é a Geração Frustrada Total do Conjunto das usinas eólicas “cp”, por período de comercialização “j”
G_FRUS_CONJcp,j é a Geração Frustrada do Conjunto das usinas eólicas “cp”, por período de comercialização “j”
83. A geração frustrada de cada usina é levada ao centro de gravidade para que as perdas sejam aplicadas, conforme a seguir:
𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆𝑝,𝑗 = 𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑅𝐴𝑇𝑝,𝑗 ∗⁡𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗
Onde:
G_FRUS_PERDASp,j é a Geração Frustrada com as Perdas da rede básica aplicadas, da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
G_FRUS_RATp,j é a Geração Frustrada Rateada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, por período de comercialização “j”
84. A geração teórica diz respeito a quantidade de energia que teria sido gerada caso a linha de transmissão externa a usina não estivesse indisponível, conforme a seguir:
𝐺_𝑇𝐸𝑂𝑅𝐼𝐶𝐴𝑝,𝑗 = 𝐺𝑝,𝑗 +⁡𝐺_𝐹𝑅𝑈𝑆_𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆𝑝,𝑗
Onde:
G_TEORICAp,j é a Geração Teórica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
G_FRUS_PERDASp,j é a Geração Frustrada com as Perdas da rede básica aplicadas da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
3.2.3. Detalhamento da Energia Contratada
85. A geração frustrada passível de recebimento de encargo via ESS é limitada à garantia física da usina, conformea seguinte equação:
𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿𝑝,𝑓 = ∑(𝐺𝐹 𝑝 ∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗) ∗ 𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓−1 ∗ (
∑ 𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗 𝑗∈𝑓−1
∑ 𝑀_𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆𝑚 𝑚∈𝑓−1
)
𝑗∈𝑓
Onde:
ECONT_ANUALp,f é a Quantidade de Energia Vendida no Ano em contratos associados à parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
GFp é a Garantia Física da parcela de Usina, “p”
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”
F_PDI_GFp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”
M_HORASm é a Quantidade Total de Horas do mês de apuração “m”
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina “p”, por período de comercialização “j”
Importante:
Deve ser considerada a garantia física do ano de apuração.
No primeiro ano em vigor da Resolução deve ser considerada o número de horas proporcional (outubro a dezembro).
86. O limitador de geração passível ao recebimento de encargo é atualizado mensalmente descontando a quantidade de energia vendida nos meses anteriores para finsde ESS, conforme a
seguir:
𝐶𝑎𝑠𝑜⁡𝑠𝑒𝑗𝑎⁡𝑜⁡𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑖𝑟𝑜⁡𝑚ê𝑠⁡𝑑𝑜⁡𝑎𝑛𝑜⁡𝑐𝑖𝑣𝑖𝑙,𝑒𝑛𝑡ã𝑜:
𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿_𝐴𝑝,𝑚 =⁡𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿𝑝,𝑓
𝐶𝑎𝑠𝑜⁡𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟á𝑟𝑖𝑜:
𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿_𝐴𝑝,𝑚 =⁡𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿𝑝,𝑓 −⁡ ∑ 𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝑀𝑝,𝑚
𝑚∗∈𝑓
⁡
Onde:
ECONT_ANUAL_Ap,m é a Quantidade de Energia Vendida no Ano Atualizada em contratos associadosà parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
ECONT_ANUALp,f é a Quantidade de Energia Vendida noAno em contratos associados à parcela de usina “p”, noano de apuração “f”
ECONT_Mp,m é a Quantidade de Energia Vendida noMês em contratos associados à parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
“m*” Conjunto de meses pertencentes ao ano civil de janeiro até m-1.
86.1. A quantidade de energia vendida no mês passível de recebimento de ESS considera a geração teóricano limite do saldo disponível, conforme a equação a seguir:
𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝑀𝑝,𝑚 = 𝑚𝑖𝑛(∑ 𝐺_𝑇𝐸𝑂𝑅𝐼𝐶𝐴𝑝,𝑗;⁡𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿_𝐴𝑝,𝑚⁡
𝑗∈𝑚
)
Onde:
ECONT_Mp,m é a Quantidade de Energia Vendida noMês em contratos associados à parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
G_TEORICAp,j é a Geração Teórica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
ECONT_ANUAL_Ap,m é a Quantidade de Energia Vendida no Ano Atualizada em contratos associadosà parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
87. Para usinasque possuem Garantia Física, a energia é modulada conforme a geração da usina da seguinte forma:
𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇𝑝,𝑗 = 𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇_𝑀𝑝,𝑚 ∗
𝐺_𝑇𝐸𝑂𝑅𝐼𝐶𝐴𝑝,𝑗
∑ 𝐺_𝑇𝐸𝑂𝑅𝐼𝐶𝐴𝑝,𝑗 𝑗∈𝑚
Onde:
ECONTp,j é a Quantidade de Energia Vendida no Mês em contratos associados à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
ECONT_Mp,m é a Quantidade de Energia Vendida noMês em contratos associados à parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
G_TEORICAp,j é a Geração Teórica da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
88. Para as usinas que não possuem Garantia Física, a energia será calculada conforme a seguir:
𝐸𝐶𝑂𝑁𝑇𝑝,𝑗 = 𝐺𝑝,𝑗
Onde:
ECONTp,j é a Quantidade de Energia Vendida no em contratosassociados à parcela de usina “p”, por período decomercialização “j”
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”
3.2.4. Dados de Entrada da Determinação da Energia Contratada Utilizada para Encargos de Serviços do Sistema
ADDC_F_INDISPp,m
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas referente ao Fator de geração Indisponível
Descrição
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas referente ao Fator de
geração Indisponível, da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”
Unidade Hora.
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos ou negativos
F_COMERCIALp,j
Fator de Operação Comercial
Descrição
Estabelece a relação entre a capacidade das máquinasem operação comercial de uma parcela de usina
“p”, em relação à sua capacidade total no períodode comercialização “j”
Unidade n.a.
Fornecedor Medição Contábil (Anexo IV – Cálculo do Fatorde Operação Comercial e do Fator de Suspensão da Usina)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
F_PDI_GFp,f
Fator de Ajuste da Garantia Física em Função da Média das Perdas Internas
Descrição
Fator utilizado para abater as perdas internas da Garantia Física da parcela de usina “p”, no ano de apuração
“f”
Unidade n.a.
Fornecedor Medição Contábil (ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas)
Valores Possíveis Positivo ou Zero
Gp,j
Geração Final da Usina
Descrição Geração de energia de uma parcela de usina “p”, ajustada por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Consolidação de Informações Ajustadas de Geração e Consumo)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
G_REFp,j
Geração de Referência
Descrição Geração de Referência da parcela de usina “p”por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou zero
G_REF_CONJ_ONScp,j
Geração de Referência encaminhada pelo ONS
Descrição
Geração de Referência encaminhada pelo ONS do Conjunto das usinas eólicas “cp”, por período de
comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou zero
GFp
Garantia Física
Descrição
Garantia Física definida para a parcela da usina “p” conforme ato regulatório específico. Esse valor pode ser
revisado pela EPE no caso de usinas não hidráulicas com modalidade de despacho do tipo IB, IIB, IIC ou III
Unidade MW médio
Fornecedor MME/EPE/ANEEL
Valores Possíveis Positivos ou Zero
LIM_INDISPf
Limite de Indisponibilidade regulatório
Descrição Limite de Indisponibilidade regulatório no ano de apuração “f”
Unidade Hora
Fornecedor CCEE
ValoresPossíveis Positivos
M_HORASm
QuantidadedeHorasnoMês
Descrição Quantidade de horas no mês de apuração “m” compreendida no período de vigência do contrato
Unidade Horas
Fornecedor CCEE
ValoresPossíveis Positivos
M_SPDm
QuantidadedePeríodosdeComercializaçãonoMês
Descrição
Quantidade de Períodos de Comercialização no mês de apuração “m” compreendida no período de vigência
docontrato
Unidade n.a.
Fornecedor CCEE
ValoresPossíveis Positivos
MED_Gp,j
MediçãodeGeraçãoNãoAjustadadaUsina
Descrição Informação medida de geração, agregada por parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil (Agregação dos Dados dos pontos de medição)
ValoresPossíveis PositivosouZero
UXP_GLFp,j
FatordeRateiodePerdasdeGeraçãoAssociadoàUsina
Descrição
Fator de Perdas da Rede Básica a ser associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”.
Caso a parcela da usina não participa do rateio de perdas da Rede Básica, o UXP_GLF p,j é igual a 1
Unidade n.a.
ValoresPossíveis PositivosouZero
3.2.5. DadosdeSaídadaDeterminaçãodaEnergiaContratadaUtilizadaparaEncargosdeServiçosdoSistema
ECONTp,j
QuantidadedeEnergiaVendidaemContratos
Descrição
Quantidade de Energia Vendida no Mês em contratos associados à parcela de usina “p”, por período de
comercialização“j”
Unidade MWh
ValoresPossíveis PositivosouZero
G_FRUS_PERDASp,j
Geração Frustrada com as Perdas da rede básica aplicadas
Descrição
Geração Frustrada com as Perdas da rede básica aplicadas, da parcela de usina “p” por período de
comercialização“j”
Unidade MWh
ValoresPossíveis PositivosouZero
Consolidaçãode Resultados
1. Introdução
O Módulo de Consolidação de Resultados promove a consolidação de todas as componentes financeiras consideradas para fins de obtenção dos valores associados à contabilização das operações
realizadas no âmbito da CCEE pelos agentes. Tal módulo visa determinar os efeitos da contratação na modalidade de disponibilidade, por regime de cota de garantia física, por contrato de Cota
de Energia Nuclear (CCEN), os ajustes referentes ao alívio retroativo de encargos, a restituição dos montantes financeiros excedentes da CONER, os ajustes decorrentes dos resultados de Itaipu,
os ajustes decorrentes do repassedo risco hidrológico do ACR, bem como consolidar o resultado decada agenteda CCEE.
O Módulo de Regras “Consolidação de Resultados” subsidia os processos de: (i) liquidação financeira conduzido mensalmente pela CCEE, (ii) cálculo das garantias financeiras a serem aportadas
pelos agentes, com o objetivo de mitigar os riscos de inadimplência nos processos de liquidação financeira e (iii) determinação dos ajustes de recontabilização e eventuais ajustes na contabilização.
Conceitos Básicos
1.1.1. OEsquemaGeral
O módulo “Consolidação deResultados”,esquematizado na Figura 1,écomposto por várias etapas decálculo,com o objetivo principaldeapurar os valores dereceitas edespesas resultantes do
processamento da contabilização na CCEE,visandoo processo deliquidação financeira:
Figura 1:Esquema Geraldo Módulo deRegras: “ConsolidaçãodeResultados”
São apresentadas abaixo as descrições das etapas que serão detalhadas neste documento:
▪ Ajustes Decorrentes da Contratação por Disponibilidade: determina os efeitos da contratação por disponibilidade a serem considerados nos resultados da contabilização dos agentes.
Em linhas gerais, este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras devido aos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo e os encargos recebidos das usinas
comprometidas com contratos por disponibilidade.
▪ Ajustes Decorrentes da Contratação por Regime de Cotas de Garantia Física: determina os efeitos da contratação pelo regime de cotas de garantia física a serem considerados nos
resultados da contabilização dos agentes. Em linhas gerais, este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras dos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo,
dos Ajustes de exposições financeiras, dos efeitos da compensação do MRE, de recebimento de encargo referente à compensação síncrona, e pagamentos de encargos por Segurança Energética
referentes às usinas.
▪ Ajustes Decorrentes da Contratação de Energia Nuclear: determina os efeitos da contratação de Energia Nuclear a serem considerados nos resultados da contabilização dos agentes. Em
linhas gerais, este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras dos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo, dos Ajustes de exposições financeiras, dos efeitos
da compensação doMRE edeEncargos recebidos das usinas.
▪ Ajustes Decorrentes do Alívio Retroativo: calcula os ajustes necessários para cobertura retroativa de exposições financeiras negativas e dos valores de encargos já liquidados, na
contabilização dos agentes da CCEE.Estemecanismo não éreapurado em recontabilizações.
▪ Restituição, aos Usuários de Energia de Reserva, dos montantes financeiros excedentes da CONER: apura o excedente estimado na CONER, a partir dos resultados do agente ACER na
contabilização e o consolida com os montantes apurados de sobras existentes na CONER após realizados os pagamentos no âmbito da Liquidação de Energia de Reserva. O montante final é
calculado para impactar o resultado doagenteUsuáriodeEnergia deReserva quereceberá a restituição dos montantes no MCP.
▪ Ajustes Decorrentes dos Resultados de Itaipu: apura os valores a serem repassados aos agentes de distribuição referentes aos riscos hidrológicos associados à geração de Itaipu, conforme
determinado pelo Decreto nº 8.401/2015. Este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras dos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo, dos Ajustes de
exposições financeiras,dos efeitos da compensação doMRE,associadosà operação deItaipu.
▪ Ajustes Decorrentes do Repasse do Risco Hidrológico do ACR: apura os valores a serem repassados aos agentes de distribuição a partir do valor determinado de repasse do risco
hidrológico do ACRdecada parcela deusina cujos proprietários optaram em repassar essa parcela deriscoaosagentes dedistribuição.
▪ Consolidação de Resultados: consolida os montantes apurados nos demais módulos das regras de comercialização em um único valor (resultado), visando a liquidação financeira das
operações dos agentes no mês deapuração.
1.1.1.1. Anexos
▪ Apuração da Sobra de Recursos Financeiros no Mês: determina as sobras derecursos financeiros decorrentesdo processo decontabilização,após o processo dealívio retroativo.Estes
valores são destinados para alívio futuro de encargos, mediante constituição do fundo de reserva de ESS a ser administrado pela CCEE.
▪ Ajustes decorrentes do custo de usinas despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC: determina os ressarcimentos dos custos dos geradores, despachados
por ordem demérito depreço no ONS,não cobertospelo PLD,rateando o custo remanescentepor todos osagentes queapresentarem consumo no mês deapuração.
1.1.2. Os Efeitos daContrataçãopor Disponibilidade
Conforme visto no Módulo de Regras “Comprometimento de Usinas”, os contratos por disponibilidade preveem a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos agentes compradores, exceto
CCEARs com obrigação de entrega de usinas térmicas com modalidade de despacho tipos I com CVU ou IIA, e CCEARs de leilões realizados de 2011 em diante de usinas a biomassa ou resíduos
sólidos urbanos, cabendo ao vendedor o compromisso da manutenção da disponibilidade contratada nestes leilões.
No processo de contabilização, a energia gerada pelo agente vendedor é comparada com a energia comprometida nos contratos de venda por disponibilidade e o resultado é repassado às
distribuidoras, na forma de efeito da contratação por disponibilidade. Este tratamento é dado para os leilões na modalidade disponibilidade, com exceção para as usinas termoelétricas
comprometidas com CCEARs com obrigaçãodeentrega provenientes de leilões deenergia nova ou energia existente.Para estes contratos écomparada a obrigaçãodeentrega deenergia com os
contratos devenda,sendo esteresultado repassado para asdistribuidoras independenteda geração realizada.
A geração verificada das usinas, bem como eventuais recebimentos por prestação de serviços do sistema também são repassados aos compradores, exceto para as usinas térmicas com modalidade
de despacho tipos I com CVU ou IIA comprometidas com CCEARs por disponibilidade com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou energia existente. Para as usinas
comprometidas com produtos por disponibilidade com obrigação deentrega provenientes deleilões deenergia nova ou energia existente,os encargos deserviços dosistema são liquidados para
o vendedor.
A Figura 2 exemplifica o processo de apuração dos efeitos da contratação por disponibilidade para uma usina com garantia física totalmente comprometida com um contrato por disponibilidade,
exceto os contratos com obrigação de entrega de usinas térmicas com modalidade de despacho tipos I com CVU ou IIA. Neste caso, o PLD apurado no período é menor que o Custo Variável Unitário
– CVU da usina atrelada a esse contrato. Neste caso, a usina não é despachada pelo ONS e não existe parcela variável aplicável à contratação. O efeito da contratação por disponibilidade refere-
seao balanço energético da usina assumidopela distribuidora:
Figura 2:Efeitoda ContrataçãoporDisponibilidade
Em um segundo caso, exemplificado pela Figura 3, o PLD apurado no período é maior que o CVU da usina. Neste caso, a usina é despachada pelo ONS acrescentando uma parcela variável à receita
fixa assumida pela distribuidora. Da mesma forma que no exemplo anterior, o efeito da contratação por disponibilidade refere-se ao balanço energético da usina assumido pela distribuidora:
Figura 3:Efeitoda ContrataçãoporDisponibilidade
Em uma terceira situação, caso a usina seja termoelétrica, e totalmente comprometida com CCEARs por disponibilidade com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou
energia existente, o processo de apuração dos efeitos da contratação por disponibilidade verifica a obrigaçãode entrega de energia comparada com o contrato, independentemente da geração
realizada, conforme exemplificado na Figura 4.
Figura 4:Efeitoda ContrataçãoporDisponibilidade
De modo análogo à operação no curto prazo determinada pelo cálculo do balanço energético das usinas comprometidas com contratos por disponibilidade, os encargos atribuídos a estes
empreendimentos também compõem os efeitos da contratação por disponibilidade, aplicáveis aos resultados da contabilização dos agentes envolvidos nesta modalidade de contratação.
1.1.3. OsEfeitosdaContrataçãopor RegimedeCotas deGarantiaFísica
Os contratos por regime de cotas de garantia física preveem a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos agentes cotistas (distribuidoras), cabendo ao gerador (agente concessionário) o
compromissoda manutençãoda geração contratada nesta modalidade.
No processo de contabilização, a energia gerada pelo agente vendedor é comparada com a energia comprometida no contrato de cota de garantia física e o resultado é repassado às distribuidoras.
A geração verificada das usinas hidráulicas comprometidas com o regime de cotas de garantia física, bem como eventuais recebimentos de encargos por prestação de serviços ancilares ao sistema,
e resultados positivos do MRE também são repassados aos cotistas, uma vez que estes devem arcar com o custo de operação destas usinas.
1.1.4. OsEfeitosdaContrataçãodeEnergiaNuclear
Os Contratos de Cota de Energia Nuclear preveem a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos agentes cotistas (distribuidoras), cabendo ao gerador (agente concessionário) o compromisso
da manutençãoda geraçãocontratada nesta modalidade.
No processo de contabilização, a energia gerada pelo agente vendedor é comparada com a energia comprometida nos contratos de Cotas de Energia Nuclear, e o resultado é repassado às
distribuidoras.
A geração verificada das usinas nucleares Angra I e II, bem como eventuais recebimentos de encargos, os efeitos do MCP e as exposições financeiras também são repassados aos agentes cotistas,
uma vez que estes devem arcar com o custo de operação destas usinas, conforme estabelecido no art. 10º da Lei 12.111 de 2009 e em regulamentação específica.
1.1.5. AlívioRetroativo deEncargoseExposiçõesNegativas
A regulamentação vigente determina que a sobra do excedente financeiro e das exposições positivas, após o alívio das exposições negativas residuais do mês de apuração, do mês anterior e das
despesas com encargos no mês de apuração, seja utilizada para abater de forma alternada as eventuais exposições negativas remanescentes de até doze meses anteriores e os encargos, ordenados
do mês “m-12” até o mês “m-2”, finalizando com o alívio de encargos do mês “m-1”. A partir de então, os recursos restantes são depositados em um fundo destinado ao alívio das despesas futuras
com encargos dos agentes.