ANEXO I . .Módulo .Vigência .Versão .Anexo . .Medição Contábil .A partir da data de publicação .2026.5.2 .II . .Garantia Física .A partir da data de publicação .2026.5.2 .III . .Repasse do Risco Hidrológico do ACR .A partir da data de publicação .2026.5.2 .IV . .Procedimentos de Comercialização: 2.1 - Coleta e ajuste de dados de medição .A partir da data de publicação .8.0 .V 1_MME_29_001 1_MME_29_002 1_MME_29_003 1_MME_29_004 1_MME_29_005 1_MME_29_006 1_MME_29_007 1_MME_29_008 1_MME_29_009 1_MME_29_010 1_MME_29_011 1_MME_29_012 1_MME_29_013 1_MME_29_014 1_MME_29_015 1_MME_29_016 1_MME_29_017 1_MME_29_018 1_MME_29_019 1_MME_29_020 1_MME_29_021 1_MME_29_022 1_MME_29_023 1_MME_29_024 1_MME_29_025 1_MME_29_026 1_MME_29_027 1_MME_29_028 1_MME_29_029 1_MME_29_030 1_MME_29_031 1_MME_29_032 1_MME_29_033 1_MME_29_034 1_MME_29_035 1_MME_29_036 1_MME_29_037 1_MME_29_038 1_MME_29_039 1_MME_29_040 1_MME_29_041 1_MME_29_042 1_MME_29_043 1_MME_29_044 1_MME_29_045 1_MME_29_046 1_MME_29_047 1_MME_29_048 1_MME_29_049 1_MME_29_050 1_MME_29_051 1_MME_29_052 1_MME_29_053 1_MME_29_054 1_MME_29_055 1_MME_29_056 1_MME_29_057 1_MME_29_058 1_MME_29_059 1_MME_29_060 1_MME_29_061 1_MME_29_062 1_MME_29_063 1_MME_29_064 1_MME_29_065 1_MME_29_066 1_MME_29_067 1_MME_29_068 1_MME_29_069 1_MME_29_070 1_MME_29_071 1_MME_29_072 1_MME_29_073 1_MME_29_074 1_MME_29_075 1_MME_29_076 1_MME_29_077 1_MME_29_078 1_MME_29_079 1_MME_29_080 1_MME_29_081 1_MME_29_082 1_MME_29_083 1_MME_29_084 1_MME_29_085 1_MME_29_086 1_MME_29_087 1_MME_29_088 1_MME_29_089 1_MME_29_090 1_MME_29_091 1_MME_29_092 1_MME_29_093 1_MME_29_094 1_MME_29_095 1_MME_29_096 1_MME_29_097 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 e Perdas da Rede Compartilhada, (III) Tratamento do Suporte de Reativos, (IV) Cálculo do Fator de Operação Comercial e do Fator de Suspensão, V) Cálculo dos Indicadores de Usinas Hidrelétricas Participantes do MRE e Ajuste da Garantia Física para Sazonalização do MRE, (VI) Verificação da Ultrapassagem dos Limites da Potência Injetada e (VII) 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: AgregaçãodeDadosdePontosdeMedição:respondepeloendereçamento,paracadaagente,dasmediçõesemtermosdeativosesuasrespectivasparcelas,atendendoàscaracterísticas 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. Cálculo dos Indicadores de Usinas Hidrelétricas Participantes do MRE e Ajuste da Garantia Física para Sazonalização do MRE: determina valores de indicadores de performance das usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente e participantes do MRE, que são utilizados para ajustes de informações utilizadas no processo de contabilização. A forma de determinação desses valores está condicionada a existência, ou não, de sistema de medição de vazões de vertimento instalado pelos proprietários das usinas. 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 de representação da agregação dados de pontos de medição 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 de um conjunto de expressões 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 relação aos 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), por ativos ou parcelas de ativos modelados no sistema, como uma representação contábil do universo físico 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 de negociações bilaterais, ou ao Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por meio da venda em leilões. Entretanto, o destino dado à energia comercializada deve ser identificado em função das diferentes regras de negócios específicas ou da legislação vigente. Desse modo, uma usina pode contemplar diversas parcelas em função de seus tratamentos, identificadas pela dimensão “p”. Figura 3: Esquema de modelagem de parcelas “p” de uma usina A ou B A Figura 3 ilustra a modelagem de parcelas cadastradas para uma usina de forma semelhante à estrutura de arquivos de um computador. Cada “pasta” representa uma parcela de usina e contém as informações cadastrais e as medições associadas; cada parcela, por sua vez, é tratada conforme legislação ou regra de negócios específica. De modo análogo, as cargas modeladas também podem conter parcelas de carga para representar uma configuração específica. As parcelas de carga são representadas pela dimensão “c”. Assim, para as Regras de Comercialização, os ativos são divididos e tratados por: parcelas de cargas, identificadas nas expressões desse módulo pela dimensão “c” ou; parcelas de usinas, identificadas pela dimensão “p”. 1.1.4. Modelagem de Centrais Usinas Híbridas (UGH) ou Associadas Para as CentraisGeradoras Híbridas (UGH) ou Associadas, como se trata de mais de um ativo que compartilha o mesmo ponto de conexão, é necessário seguir algumas regras de modelagem para garantir a conformidade regulatória de comercialização destes conjuntos de geração, descritas a seguir: CentraisGeradorasAssociadas:trata-sededoisativosdefontesdegeraçãodistintas,comoutorgasautorizativasseparadas,quecompartilhamfísicaecontratualmente(CUST)omesmo ponto de conexão, sendo obrigatória a medição individualizada por fonte. Portanto, como é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder a parcelas de usinas “p” individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as parcelas “p”. Centrais Geradoras Híbridas com separação de medição: trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que compartilham o mesmo ponto de conexão e optaram pelamedição individualizada por fonte.Portanto, como é possível medirseparadamente ageração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder aparcelas de usinas “p” individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as parcelas “p”. Centrais Geradoras Híbridas sem separação de medição: trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que compartilham o mesmo ponto de conexão e não optaram pela medição individualizada por fonte. Tal opção apenas pode ocorrer, caso as fontes em questão não sejam despacháveis pelo ONS, conforme consta nos Procedimentos de Rede. Portanto, como não é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de ambos os ativos devem corresponder a uma única parcela de usinas “p”. A figura a seguir ilustra a modelagem a ser realizada para cada arranjo de usinas híbridas: Figura 4 - Representação da modelagem dos possíveis arranjos de usinas híbridas No caso de UGH com separação de medição e Centrais Geradoras Associadas, como a modelagem dos ativos será em parcelas de usinas “p” distintas, cada parcela deverá conter o cadastro individual de cada fonte, conforme os repectivos parâmetros descritos no(s) ato(s) de outorga. No caso de UGH sem separação de medição, como a modelagem dos ativos será em uma única parcela de usina “p”, o cadastro deverá conter todas as unidades geradoras, capacidade total e demais parâmetros de forma conjunta. Como as fontes não despacháveis pelo ONS possuem semelhança regulatória para fins de comercialização de energia, será facultada ao agente a escolha do cadastro da fonte principal, dentre às fontes da UGH autorizada. Ressalta-se que, conforme previsto na regulação, as UGH sem separação de medição não poderão participar do MRE, o percentual do desconto na TUST será o menor entre as fontes autorizadas e a comercialização de Energia Especial apenas será permitida se todas as fontes forem enquadradas como Especial. Além disso, parâmetros como disponibilidade ou perdas, assim como outros dessa natureza, se aplicável, deverão ser cadastrados os valores mais conservadores dentre os ativos autorizados (maior perda e menor disponibilidade). 1.1.5. Cálculo dos Fatores de Rateio de Perdas da Rede Básica incidentes sobre o Consumo e Geração do SIN As perdas elétricas associadas ao transporte da energia elétrica no SIN, por meio da Rede Básica, provocam um desequilíbrio entre os dados de medição de produção e de consumo total de energia coletados pelo SCDE. Esse efeito encontra-se ilustrado na Figura 5: Figura 5: Cálculo das Perdas da Rede Básica Sem o rateio das perdas, calculadas pela diferença entre a geração e o consumo total que circula pela Rede Básica, o volume de energia contabilizado para os geradores seria naturalmente maior que o volume de energia associado ao consumo dos pontos de carga. Em um mercado contabilizado por diferenças, como se apresenta o Setor Elétrico, onde não existe produção sem o seu respectivo consumo, o descasamento entre a geração e o consumo provocaria um déficit contábil. O ajuste das informações de medição dos agentes que participam do rateio, incorporando as perdas da Rede Básica, elimina esse descasamento. De acordo com a regulamentação vigente, essas perdas são absorvidas na proporção de 50% para os consumidores e 50% para os geradores participantes do rateio de perdas da Rede Básica, como ilustra a Figura 6, determinando, dessa forma, os fatores de rateio de perdas de consumo e de geração: Figura 6: Representação do Rateio de Perdas da Rede Básica 1.1.6. Geração e consumo participantes do rateio de perdas da rede básica A partir da energia proveniente da geração comercial de uma usina, bem como o consumo associado aos ativos de carga, é necessário ajustar esses valores em função do rateio de perdas da Rede Básica. No geral, tais ajustes são obtidos pela aplicação das perdas calculadas ao consumo ou à geração que efetivamente participa do rateio de perdas da Rede Básica. Destaca-se que, para os ativos de geração, nem todas as usinas participam desse rateio. As usinas não interligadas à Rede Básica, à exceção daquelas consideradas quando do estabelecimento dos montantes dos Contratos Iniciais, deverão ser desconsideradas no rateio das perdas elétricas apuradas na Rede Básica. A Figura 7 apresenta o fluxo do rateio de perdas da Rede Básica para usinas: Figura 7: Fluxo de identificação de quantidades isentas do Rateio de Perdas da Rede Básica para usinas Em contrapartida, todas as parcelas de carga participam do rateio de perdas da Rede Básica, segundo as Regras de Comercialização vigentes, na proporção de seu consumo suprido por energia proveniente dessa rede. A Figura 8 apresenta o fluxo do rateio de perdas da Rede Básica para os pontos de consumo: Figura 8: Fluxo de identificação de quantidades isentas do Rateio de Perdas da Rede Básica para pontos de consumo 1.1.7. Consolidação das informações ajustadas Identificados os volumes participantes e isentos do rateio de perdas da Rede Básica, os dados de medição dos ativos cadastrados são ajustados em: Geração Final por usina Geração Final de Teste por usina Consumo por carga Consumo da Geração Final por usina Concluído o processo de ajuste dos dados de medições contábeis, ocorre a consolidação das informações de consumo e geração de propriedade de cada agente, no período de comercialização e submercado (N, NE, SE/CO e S).Detalhamento das Etapas da Medição Contábil Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Medição Contábil”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de entrada/saída. 1.2. Agregação de Dados de Pontos de Medição Objetivo: Agrupar os dados de medição em ativos de consumo e/ou geração e suas respectivas parcelas. Contexto: A agregação de dados de pontos de medição ajustados, segundo comandos do módulo “Medição Física”, em ativos e parcelas, corresponde ao primeiro passo do módulo “Medição Contábil”, conforme ilustrado na Figura 9: Figura 9: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Medição Contábil” 1.2.1. Detalhamento do Processo de Agregação de Dados de Pontos de Medição A agregação de dados consiste no tratamento dos dados de medição por ponto de medição, provenientes do módulo “Medição Física”, em ativos e parcelas de ativos. Figura 10: Exemplo de representação da agregação de dados de uma planta industrial com diversos pontos de medição associados Destaca-se que a consolidação dos valores obtidos por ponto de medição em informações por ativo depende de um tratamento particular por meio de um conjunto de expressões específicas, conforme a configuração elétrica de cada instalação. Em razão das peculiaridades, não há como definir comandos padronizados que sejam válidos para o tratamento de todas as configurações elétricas. Uma lista não exaustiva é apresentada no ANEXO VII – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição. Após o processo particular de agregação de dados de pontos de medição, as informações são segregadas em geração, consumo e seus respectivos volumes participantes do rateio de perdas da Rede Básica, por ativo. 1.2.2. Dados de Entrada para Agregação de Dados de Pontos de Medição CAPi,j Capacidade Instalada Descrição Capacidade instalada associada a cada ponto de medição “i” de unidade geradora associada à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MW Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico Valores Possíveis Positivos CAP_Tp Capacidade Instalada Total Descrição Capacidade instalada total da usina “p”, definida conforme ato autorizativo da ANEEL Unidade MW Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico Valores Possíveis Positivos INF_TESTEp,j Fator de Teste Informado pelo Agente Descrição Informação de Teste associada à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade n.a. Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico Valores Possíveis Positivos ou Zero M_Ci,j Medição Ajustada Final do canal C do ponto de medição Descrição Apresenta as informações medidas de consumo do ponto de medição “i”, no período de comercialização “j” ajustadas pela topologia em árvore Unidade MWh Fornecedor Medição Física (Tratamento da Topologia para referenciar à Rede Básica) Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero M_C_PRBi,j Medição Ajustada Final do Canal C do ponto de medição que Participa da Rede Básica Descrição Informação medida de consumo, no período de comercialização “j”, por ponto de medição “i” ajustadas pela topologia em árvore, que participam da Rede Básica Unidade MWh Fornecedor Medição Física (Detalhamento do processo de determinação dos volumes que participam do rateio da rede básica) Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero M_Gi,j Medição Ajustada Final do canal G do ponto de medição Descrição Apresenta as informações medidas de geração do ponto de medição “i”, no período de comercialização “j” ajustadas pela topologia em árvore Unidade MWh Fornecedor Medição Física (Tratamento da Topologia para referenciar à Rede Básica) Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero M_G_PRBi,j Medição Ajustada Final do Canal G do ponto de medição que Participa da Rede Básica Descrição Informação medida de geração no período de comercialização “j”, por ponto de medição “i” ajustadas pela topologia em árvore que participam da Rede Básica Unidade MWh Fornecedor Medição Física (Detalhamento do processo de determinação dos volumes que participam do rateio da rede básica) Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero 1.2.3. Dados de Saída do Processo de Agregação de Dados de pontos de medição MBUp,j Medição Bruta da Usina em Operação Comercial Descrição Informação medida de geração bruta da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_Cc,j Medição de Consumo Não Ajustada da carga Descrição Informação medida de consumo, agregada por parcela de carga “c”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_C_PRBc,j Medição de Consumo Não Ajustada da carga que Participa da Rede Básica Descrição Informação medida de consumo, que participa da Rede Básica, agregada por parcela de carga “c”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_CGp,j Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada Descrição Informação medida de consumo da geração, agregada por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_CG_PRBp,j Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada que Participa da Rede Básica Descrição Informação medida de consumo da geração, que participa da Rede Básica, agregada por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_Gp,j Medição de Geração Não Ajustada da Usina Descrição Informação medida de geração, agregada por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_GDp,j Medição de Geração Desconsiderada Não Ajustada da Usina Descrição Informação medida de geração desconsiderada, agregada por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_G_PRBp,j Medição de Geração Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica Descrição Informação medida de geração, que participa da Rede Básica, agregada por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_GTp,j Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina Descrição Quantidade de geração de teste associada a uma parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero MED_GT_PRBp,j Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica Descrição Quantidade de geração de teste que participa da Rede Básica, associada a uma parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Unidade MWh Valores Possíveis Positivos ou Zero 1.3. Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração Objetivo: Definir os Fatores de Perdas de Consumo e Geração do SIN. Contexto: Os fatores de perdas de consumo e geração são utilizados para ajustar os dados de medição antes de sua consolidação por agente. A Figura 11 situa a etapa de apuração dos fatores de perdas da Rede Básica em relação ao módulo completo. Figura 11: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Medição Contábil” 1.3.1. Detalhamento do Cálculo dos Fatores de Perdas de Consumo e Geração O cálculo dos fatores de perdas de consumo e geração é composto pelos seguintes processos: Cálculo das Perdas da Rede Básica Cálculo do Fator de Perdas de Geração Cálculo do Fator de Perdas de Consumo Cálculo das Perdas da Rede Básica O processo de cálculo das Perdas da Rede Básica é composto pelos seguintes comandos e expressões: 1 O Total de Perdas da Rede Básica é determinado pela diferença entre o Total de Geração e o Total de Consumo apurados da Rede Básica, para cada período de comercialização, por meio da expressão a seguir: _ = _ − _ Onde: TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica no período de comercialização “j” TOT_Gj é a Geração Total da Rede Básica no período de comercialização “j” TOT_Cj é o Consumo Total da Rede Básica no período de comercialização “j” 1.1 O Total de Geração da Rede Básica corresponde ao total de geração do sistema, incluindo a geração de teste: _ = _ , + _ , Onde: TOT_Gj é a Geração Total da Rede Básica no período de comercialização “j” MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” 1.2 O Total de Consumo Associado à Rede Básica corresponde ao total de consumo apurado (incluído o consumo da geração), em cada período de comercialização “j”: _ = _ , + _ , Onde: TOT_Cj é o Consumo Total da Rede Básica no período de comercialização “j” MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j” MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j” Cálculo do Fator de Perdas de Geração O processo de cálculo do Fator de Perdas de Geração é composto pelos seguintes comandos e expressões: 2 O Fator de Rateio de Perdas de Geração é calculado de modo a contemplar a metade das Perdas da Rede Básica ao gerador:
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.154, DE 22 DE ABRIL DE 2026 (parte 2 de 19)
Publicado no Diário Oficial da União, seção 1, em , página 60. Órgão: Ministério de Minas e Energia — AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Todos os atos de 29/04/2026