DOU 21/02/2025 - Diário Oficial da União - Brasil
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Nº 37, sexta-feira, 21 de fevereiro de 2025
ISSN 1677-7042
Seção 1
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.
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