ÍNDICE. 1 Definições Gerais Objetivo Fluxo das Regras de Comercialização Medição e Sistema Elétrico (ME)...

(1)

R

E

G

R

A

S

D

E

C

O

M

E

R

C

I

A

L

I

Z

A

Ç

Ã

O

C

O

N

T

A

B

I

L

I

Z

A

Ç

Ã

O

M

Ó

D

U

L

O

2

2 –

–

D

E

T

E

R

M

I

N

A

Ç

Ã

O

D

A

G

E

R

A

Ç

Ã

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E

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S

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M

O

D

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E

R

G

I

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•

• M

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M

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(

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)

•

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(

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M

)

•

• P

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(

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•

• G

G

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A

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L

n

º

3

8

5

5 /

/

2

0

9

(2)

1 Definições Gerais ... 3

1.1 Objetivo ... 3

1.2 Fluxo das Regras de Comercialização ... 4

2 Medição e Sistema Elétrico – (ME) ... 5

2.1 Introdução ... 5

2.2 Dados de Entrada ... 6

2.3 Fundamentos Conceituais ... 7

2.4 Formulação Algébrica ... 9

3 Agregação Contábil de Medição – (AM) ... 14

4 Percentual de Destinação da Geração – (PD) ... 30

5 Garantia Física de Usinas Térmicas – (GT) ... 44

5.1 Introdução ... 44 5.2 Dados de Entrada ... 44 5.3 Fundamentos Conceituais ... 46 5.4 Formulação Algébrica ... 47

6 Dados de Saída ... 49

7 Anexo ... 51

(3)

ENERGIA

1 Definições Gerais

1.1 Objetivo

Este Módulo estabelece os arranjos requeridos para adequar os dados de medição, ao formato necessário para as Regras de Comercialização e estabelece os tratamentos contábeis que serão aplicados à medição líquida.

Os tratamentos que compõem este Módulo são:

• Distinção entre a Geração Medida efetiva e a Geração de Teste efetiva da Unidade

Geradora;

• Obtenção de valores medidos líquidos para casos em que existam pontos de medição não

pertencentes à Rede Básica (i.e. carga ou geração embutida) associados a um Ponto de Medição;

• Determinação da Geração Medida efetiva e de Teste da Usina;

• Agregação dos dados medidos por Usina, necessários para os cálculos de garantia física

parcial;

• Agregação dos dados medidos de Compensação Síncrona por Usina;

• Determinação da Geração e Consumo da Usina;

• Cálculo dos Fatores de Perda;

• Cálculo das perdas internas de energia entre a barra das unidades geradoras e o ponto de

fronteira com a rede básica;

• Agregação de Dados por Perfil de Geração e Perfil de Consumo de cada Agente;

• Cálculo e Rateio de Perdas nas Instalações Compartilhadas e Demais Instalações de

Transmissão Compartilhada;

• Isenção do Rateio de Perdas para pontos de geração e consumo localizados em uma

Conexão Compartilhada da Rede Básica;

• Destinação da Geração ao Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e ao Ambiente de

Contratação Livre (ACL) para usinas movidas à Biomassa comprometidas com CCEAR na modalidade por Disponibilidade;

(4)

MÓDULO 2-Determinação da Geração e Consumo de Energia

MÓDULO 4-Energias Asseguradas

MÓDULO 5-Excedente Financeiro

MÓDULO 6-Encargos de Serviços do Sistema

MÓDULO 7-Consolidação dos Resultados

MÓDULO 8-Ajuste de Contabilização e Recontabilização

ME Medição e Sistema Elétrico AM Agregação Contábil da Medição GT Garantia Física de Usinas Térmicas

MA Modulação de Energias Asseguradas MR Mecanismo de Realocação de Energia

EF Alocação do Excedente Financeiro EC Alivio das Exposições Financeiras de CCEARs

RO Restrições de Operação SA Serviços Ancilares TC Totalização

AR Alívio Retroativo de Exposições Residuais do Gerador e Encargos de Serviços do Sistema

CA Pagamento Adicional do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco GE Consolidação dos Perfis de Geração CO Consolidação dos Perfis de Consumo

RE Cálculo do Ajuste Proveniente do Processo de Recontabilização

PL Determinação do Preço de Liquidação das Diferenças

LC Insuficiência de Cobertura Contratual do Consumo DT Descontos Aplicados à TUSD ou TUST LP Insuficiência de Lastro de Potência FC Penalidade por Falta de Combustível

CG Cálculo de Garantias RI Rateio de Inadimplência

RV Rateio dos Votos RC Rateio da Contribuição

MÓDULO 3-Contratos

CB Contratos Bilaterais CL Contratos de Leilão de Ajuste CI Contratos Equivalentes a Inicias IT Contratos de ITAIPU CP Contratos do PROINFA Parte I -Contratos Gerais

CD Contratos CCEAR por Disponibilidade CR Contratos CCEAR por Quantidade SD Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits AC Metodologia de Apuração dos Valores a Liquidar do MCSD Parte II – CCEAR

Parte III –Posição Final PC Posição Líquida dos Contratos

Cálculo dos Fatores de Perda Dados Agregados por Perfil de Consumo do Agente e Perfil de Geração do Agente Cálculo das Perdas Internas Determinação de Consumo Medido Determinação da Geração Medida Geração e Consumo da Usina

Agregação Contábil de Medição Medição e Sistema Elétrico

Dados Líquidos Medidos

Garantia Física de Usinas Térmicas

Cálculo da Garantia Física

(5)

CONTABILIZAÇÃO ENERGIA

ME – MEDIÇÃO E SISTEMA ELÉTRICO

2 Medição e Sistema Elétrico – (ME)

2.1 Introdução

O Sistema Interligado Nacional – SIN, para os fins destas Regras de Comercialização, é representado através de uma organização hierárquica de pontos de medição, de geração e de consumo, a fim de se obter os valores líquidos medidos de energia gerada e/ou consumida de cada Agente da CCEE.

Os Pontos de Medição são organizados de maneira hierárquica, em uma estrutura chamada de Topologia. Tal organização é baseada nas relações fisicamente existentes entre os Pontos de Medição nas diversas redes de energia elétrica.

Alguns pontos de medição estão conectados através de outras redes que não a Rede Básica. Portanto, simplesmente agregar todos os pontos de medição de consumo e geração registrados na CCEE faria com que uma parte da energia medida fosse contada duas vezes (pois existe energia que passou por mais de um ponto de medição), distorcendo valores individuais de outros Agentes. A finalidade deste Submódulo é ajustar esses dados medidos para levar em conta o efeito de gerações e cargas embutidas.

~

Conexão com a Rede Básica

~

Unidades Geradoras

Cargas

(6)

2.2 Dados de Entrada

2.2.1 Provisão de Dados.

Acrônimo Nome Descrição

Unidade Fornecedor

MICij

Medição de Consumo Interno

Valor que representa a medição do consumo interno em MWh da Usina em cada Ponto de Medição quando a configuração da medição da Unidade Geradora for diferente da Configuração 1 ou Configuração 3 do Anexo 5.1 deste Módulo.

MWh ONS

NUBp

Número de Unidades Base da Usina

Quantidade mínima de Unidades Geradoras em

operação comercial de uma Usina Hidráulica, para que esta seja capaz de gerar sua Garantia Física total. Para Usinas cujo contrato de concessão define o montante da Garantia Física por Unidade Geradora, o valor desta variável obedece ao estabelecido no Ato Regulatório. Para usinas cujo contrato de concessão não define o montante da Garantia Física por Unidade Geradora, o valor desta variável é definido como sendo o total de Unidades Geradoras da Usina.

ANEEL

RAWCij

Medição Bruta de Consumo

Consumo de energia elétrica medida no Ponto de Medição de Consumo correspondente, sem qualquer ajuste.

MWh Agentes

RAWUGij

Medição Bruta de Geração

Quantidade de energia elétrica produzida por uma Unidade Geradora, lida diretamente no Ponto de Medição de Geração correspondente.

MWh Agentes

SPD

Duração do Período de

Comercialização Duração dos Períodos de Comercialização.

Horas CCEE

TOGUpj

Total de Unidades Geradoras em Operação

Comercial

Número total de Unidades Geradoras em operação comercial de uma Usina Hidráulica em fase de motorização, em cada Período de Comercialização. Deverá retratar a entrada em operação de novas Unidades.

ANEEL

W_PATAMAR_HOURSaw

Total de Horas do Patamar da Semana

Total de horas pertencentes a um patamar em uma Semana de Apuração. É usado na obtenção de valores médios de medição.

horas ONS

2.2.2 Dados Obtidos em Outros Submódulos.

Não aplicável a este Submódulo.

2.2.3 Sinalizadores de Escopo.

Unidade Fornecedor

FRC_Fim

Ponto de Medição de Fronteira

• FRC_Fim = 1, Se o Ponto de Medição, “i”, for um

Ponto de Medição de Fronteira da Instalação Compartilhada com a Rede Básica, “y”, e não esteja vinculado a nenhum agente da CCEE.

• FRC_Fim = 0, em caso contrário.

Sinalizador CCEE

LOSSAFp

Alocação de Perdas na Geração

• LOSSAFp = 0, Se a Usina, “p”, não participa do rateio

das perdas na Rede Básica (conforme os critérios estabelecidos na Resolução 395 de 24 de Julho de 2002).

• LOSSAFp = 1, em caso contrário.

(7)

Unidade Fornecedor

RAW_Fi

Geração Bruta

• RAW_Fi = 0, Se o Ponto de Medição de Geração, “i”,

estiver configurado de acordo com o disposto na Configuração 1 ou na Configuração 3, do Anexo 7.1 deste Módulo.

• RAW_Fi = 1, em caso contrário.

Sinalizador CCEE

TEST_Fij

Fase de Teste

• TEST_Fij = 1, Se a Unidade Geradora, associada ao

Ponto de Conexão, “i”, estiver em fase de teste no Período de Comercialização, “j”.

• TEST_Fij = 0, em caso contrário.

Sinalizador ANEEL

2.3 Fundamentos Conceituais

2.3.1 Definições de Ponto de Medição de Referência e Ponto de Medição Associado:

(a) Um Ponto de Medição de Referência é todo Ponto de Medição, “i”.

(b) Um Ponto de Medição Associado, “i”, para um dado Ponto de Medição de

Referência, é um Ponto de Medição que está diretamente embutido em relação àquele Ponto de Medição de Referência.

2.3.2 Todos os Pontos de Medição ligados à Rede Básica deverão ser cadastrados na CCEE.

2.3.3 Todos os ativos de medição de Agentes da CCEE deverão ser modelados em nome do

respectivo Agente.

2.3.4 Assim como os Ativos de Medição relativos a Consórcios de Geração, Pontos de Medição

de Consumo podem ter mais de um Agente proprietário, sendo que cada um deles é responsável pelos direitos e obrigações relativos ao consumo medido de forma proporcional à sua parcela de propriedade.

2.3.5 Será considerada em fase de motorização a Usina Hidráulica para a qual, no primeiro

Período de Comercialização, “j”, do Mês de Apuração, “m”, atender a seguinte condição:

p pj

NUB

TOGU

<

2.3.6 Para cada Mês de Apuração, “m”, o ONS deverá informar à CCEE, de acordo com o

Acordo Operativo CCEE/ONS, os intervalos de duração de cada um dos patamares de Carga Pesada, Carga Média e Carga Leve, para cada um dos tipos de dias do mês: dias úteis, sábados, e domingos/feriados.

2.3.7 As Exportações Emergenciais, assim definidas conforme critérios estabelecidos pelo

ONS, serão modeladas como consumo da geração do Agente Interconector Internacional de intercâmbio.

2.3.8 Instalações Compartilhadas são subestações, redes de Transmissão ou Distribuição que

atendam mais de um Agente.

2.3.9 Demais Instalações de Transmissão Compartilhada são Linhas de transmissão,

barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestações, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica, dedicadas ao atendimento de um ou mais Usuários, com a finalidade de interligar suas instalações à Rede Básica, diretamente ou através de outras instalações de transmissão, definidos através Resolução ANEEL n° 67, de 8 de junho de 2004.

(8)

2.3.10 A variável RAWCij de um ponto de fronteira de uma Instalação Compartilhada ou Demais

Instalações de Transmissão Compartilhada assumirá valores positivos quando a Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada estiver consumindo energia da Rede Básica ou Rede de Distribuição, e negativa quando a instalação compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada estiver fornecendo energia para a Rede Básica ou Rede de Distribuição.

2.3.11 As perdas das Instalações Compartilhadas e Demais Instalações de Transmissão

Compartilhadas serão rateadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos Agentes envolvidos, conforme os seguintes casos:

(a) Fluxo líquido de energia entrando na Instalação Compartilhada ou Demais

Instalações de Transmissão Compartilhada: as perdas serão rateadas proporcionalmente entre os pontos de medição de Consumo dos Agentes envolvidos; e

(b) Fluxo líquido de energia em direção à Rede Básica ou Rede de Distribuição: rateio

de perdas entre os pontos de geração dos Agentes envolvidos.

2.3.12 Os Consumidores Livres e Agentes de Geração que possuam CUSD celebrados com a

Distribuidora estarão isentos do rateio das perdas das Instalações Compartilhadas e Demais Instalações de Transmissão Compartilhadas, uma vez que essas perdas já estão consideradas na TUSD.

2.3.13 As Perdas das Instalações Compartilhadas e Demais Instalações de Transmissão

Compartilhadas calculadas para os Agentes Consumidores Livres e Agentes de Geração que possuam CUSD celebrados com a Distribuidora, serão automaticamente alocadas na medição de consumo da Distribuidora.

(9)

2.4 Formulação Algébrica

ME.1 Determinação da Geração Medida

ME.1.1 Geração Medida Não Ajustada da Unidade (UMG_0ij) e a Geração Medida de Teste Não

Ajustada da Unidade (TUMG_0ij) deverão ser determinadas para cada Ponto de Medição

de Geração de Conexão, “i”, para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:

(a) Se RAW_Fi = 1 então:

(i)

UMG

_

0

_ij

=

(

RAWUG

_ij

−

MIC

_ij

) (

∗

1 −

TEST

_

F

_ij

)

(ii)

TUMG

_

0

_ij

=

(

RAWUG

_ij

−

MIC

_ij

) (

∗

TEST

_

F

_ij

)

(b) Caso contrário:

(i)

UMG

_

0

_ij

=

RAWUG

_ij

∗

(

1 −

TEST

_

F

_ij

)

(ii)

TUMG

_

0

_ij

=

RAWUG

_ij

∗

TEST

_

F

_ij

Onde o Período de Comercialização, “j”, pertence ao patamar, “a”.

ME.2 Determinação de Consumo Medido

ME.2.1 O Consumo Medido (C_0Rij) deverá ser determinado para cada Ponto de Medição de

Consumo, “i”, para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:

ij ij

RAWC

R

C

_

0 =

ME.2.2 A CCEE deverá determinar o valor das Perdas da Instalação Compartilhada ou Demais

Instalações de Transmissão Compartilhada (P_RCyj), para cada Instalação

Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada, “y”, em cada Período de Comercialização, ”j”, de acordo com a seguinte fórmula:

(

)

(

)

(

)

      − ∗ + − − ∗ =

∑

iy im ij ij ij iy im ij yj C R FRC F C R UMG TUMG FRC F RC P_ max 0, _0 _ _0 _0 _0 1 _

ME.2.3 O valor das Perdas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão

Compartilhada do Perfil de Consumo do Agente (PR_RCiyj) deverá ser determinada para

cada Ponto de Medição de Consumo, “i”, em cada Instalação Compartilhada, “y”, em cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte regra:

(a) Se

∑

(

_0 ∗ _

)

≥0 iy im ij FRC F R C então:

(

)

(

)

(

)

∑

∗

−

∗

=

iy im ij im ij yj iyj

F

FRC

R

C

F

FRC

R

C

RC

P

RC

PR

_

1

0 _

_

1

0 _

_

(b) Do contrário:

0 _

RC

iyj

=

PR

(10)

ME.2.4 O valor das Perdas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão

Compartilhada dos Pontos de Medição de Geração (PG_RCiyj) deverá ser determinado

para cada Ponto de Medição de Geração, “i”, em cada Instalação Compartilhada, “y”, em cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:

(a) Se

∑

(

_0 ∗ _

)

<0 iy im ij FRC F R C então:

(

)

(

)

(

)

(

)

(

)

∑

+

∗

−

∗

+

∗

=

iy im ij ij im ij ij yj iyj

F

FRC

TUMG

UMG

F

FRC

TUMG

UMG

RC

P

RC

PG

_

1

0 _

_

1

0 _

_

(b) Do contrário:

0 _

RC

_iyj

=

PG

ME.2.5 Os valores das Perdas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de

Transmissão Compartilhada dos Pontos de Medição de Geração de Responsabilidade da

Distribuidora (PG_RC_DISTiyj) e das Perdas da Instalação Compartilhada ou Demais

Instalações de Transmissão Compartilhada dos Pontos de Medição de Consumo de

Responsabilidade da Distribuidora (PR_RC_DISTiyj) deverá ser determinado para cada

Ponto de Medição, “i”, em cada Instalação Compartilhada, “y”, em cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte regra:

(a) Se o Ponto de Medição, “i”, estiver localizado em uma Instalação Compartilhada ou

Demais Instalações de Transmissão Compartilhada, “y”, com perdas elétricas de responsabilidade da Distribuidora, então:

iyj iyj

PG

RC

DIST

RC

PG

_

=

_

iyj iyj

PR

RC

DIST

RC

PR

_

=

_

0 _

_

RC

DIST

iyj

=

PG

0 _

_

RC

DIST

_iyj

=

PR

ME.2.6 O Consumo Medido Ajustado (C_Rij) deverá ser determinado para cada Ponto de

Medição, “i”, Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:

(a) Se o Ponto de Medição, “i”, for um Ponto de Medição de Consumo localizado em

uma Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão

Compartilhada, “y”, então:

(

iyj iyj

)

ij ij

C

R

PR

RC

PR

RC

DIST

R

C

_

=

_

0 +

_

−

_

(b) Caso contrário: ij ij

C

R

C

_

=

_

0

(11)

ME.2.7 A Geração Medida da Unidade (UMGij) e a Geração Medida de Teste da Unidade (TUMGij)

deverão ser determinadas para cada Ponto de Medição de Geração de Conexão, “i”, para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:

(a) Se o Ponto de Medição, “i”, for um Ponto de Medição de Geração localizado em

uma Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada, “y”, então:

(i)

UMG

_ij

=

UMG

_

0

_ij

−

(

PG

_

RC

_iyj

−

PG

_

RC

_

DIST

_iyj

) (

∗

1 −

TEST

_

F

_ij

)

(ii)

TUMG

_ij

=

TUMG

_

0

_ij

−

(

PG

_

RC

_iyj

−

PG

_

RC

_

DIST

_iyj

)

∗

TEST

_

F

_ij

(i)

UMG

_ij

=

UMG

_

0

_ij

(ii)

TUMG

_ij

=

TUMG

_

0

_ij

ME.3 Dados Líquidos Medidos

ME.3.1 Para cada Ponto de Medição de Geração, “i”, pertencente à Usina, “p”, a Geração Medida

Líquida (UGij) e a Geração Medida de Teste Líquida (TUGij) deverão ser determinadas

para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:

(a) Se a Usina, “p”, é hidráulica, então:

(i) Se

TOGU

_pj

<

NUB

_p então:

(A)

=

−

∑

−

∑

+

∑

GE CE ij GE ij ij ij

ij

UMG

TUMG

C

R

UG

_

(B)

TUG

_ij

=

TUMG

_ij (ii) Do contrário: (A)

=

−

∑

+

∑

+

−

∑

GE ij ij GE CE ij ij ij

ij

UMG

C

R

TUMG

UG

_

(B)

TUG

_ij

=

0

(b) Do contrário: (i)

=

−

∑

−

∑

+

∑

GE CE ij GE ij ij ij

ij

UMG

TUMG

C

R

UG

_

(12)

ME.3.2 A Geração Medida Líquida Média (AUGpj) e a Geração de Teste Medida Líquida Média

(ATUGpj) deverão ser determinadas para cada Usina, “p”, em cada Período de

Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:

(a) SPD HOURS PATAMAR W UG AUG aw aw i ij pj = ∗

∑∑

_ _ (b) SPD HOURS PATAMAR W TUG ATUG aw aw i ij pj = ∗

∑∑

_ _

Onde o Período de Comercialização, “j”, pertence ao patamar de carga, “a”.

ME.3.3 Para cada Ponto de Medição de Consumo, “i”, o Percentual de Participação Sobre a

Geração Isenta do Rateio de Perdas da Rede Básica, (PGRPij), deverá ser determinado

para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:

(

)

(

im

)

iy ij im ij ij F FRC R C F FRC R C PGRP _ 1 _ _ 1 _ − ∗ − ∗ =

∑

(b) Do contrário:

1 =

ij

PGRP

ME.3.4 Para cada Ponto de Medição de Consumo, “i”, para o qual FRC_Fim = 0, a CCEE deverá

determinar o Consumo Medido Líquido Total (C_0Tij), para cada Período de

Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:

(

)

SPD HOURS PATAMAR W RC PG RC PR TUMG UMG R C R C T C aw aw R RPIC iy G RPIC iy yj i yj i CE GE ij ij ij ij ij * _ _ _ _ _ _ 0 _ _ _ * *                               + +       + + − =

∑

Onde:

• O Período de Comercialização, “j”, pertence ao Patamar, “a”.

• “i*” representa o Ponto de Medição de Geração ou Consumo, localizados em uma

Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada, cujas perdas são de responsabilidade da Distribuidora, proprietária do Ponto de Medição de Consumo, “i”.

(13)

ME.3.5 Com relação a cada Conexão Compartilhada à Rede Básica, “γ”, a CCEE deverá

determinar o Percentual da Geração Isenta de Perdas da Rede Básica (PGIγj), para cada

Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:

(

)





















































+





























=

∑

p pj pj i ij j

ATUG

AUG

T

C

PGI

γ γ γ

,

0 max

0 _

,

0 max

,

1 min

determinar o Consumo Medido Líquido Isento de Perdas (C_0Lij), para cada Período de

Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:

(

) (

)

(

)

                            ∗         + ∗ − ∗ =

∑

SPD HOURS PATAMAR W TUMG UMG LOSSAF PGRP L C aw aw iy ij ij p ij ij _ _ 1 , 0 max 0 _

(b) Se o Ponto de Medição, “i”, for um ponto de Medição de Consumo localizado em

uma Conexão Compartilhada à Rede Básica, “γ”, então:

(

)

                    ∗ + ∗ =

∑

i ij ij p pj pj j ij T C T C ATUG AUG PGI L C γ γ γ 0 _ 0 _ 0 _ (c) Do contrário:

(

) (

)

(

)

                          ∗       + ∗ − ∗ =

∑

SPD HOURS PATAMAR W TUMG UMG LOSSAF PGRP L C aw aw GE ij ij p ij ij _ _ 1 , 0 max 0 _

Onde o Período de Comercialização, “j”, pertence ao Patamar, “a”, e, “p”, é a Usina à qual pertence o Ponto de Medição de Geração, “i”.

determinar o Consumo Medido Líquido (C_0ij), para cada Período de Comercialização,

“j”, de acordo com a seguinte fórmula:

ij ij

ij

C

T

C

L

C

_

0 =

_

0 −

_

0

(14)

3 Agregação Contábil de Medição – (AM)

3.1 Introdução

A Agregação Contábil de Medição é um processo de apuração das quantidades de produção e consumo de energia elétrica, que são agrupadas e ajustadas a fim de possibilitar a contabilização de energia comercializada pelos Agentes da CCEE no Mercado de Curto Prazo. Os Ajustes são necessários porque no atendimento ao consumo pela produção, que se efetiva pelo sistema de transmissão, ocorrem perdas elétricas.

Na CCEE, estas perdas são rateadas entre os Agentes de Produção e Consumo. Através do rateio das perdas, garante-se que a geração efetiva total do sistema coincida com a carga efetiva total do sistema. O ponto virtual onde as perdas entre os Produtores e Consumidores se igualam é denominado Centro de Gravidade e é neste ponto, em cada Submercado, que são consideradas todas as vendas e compras de energia na CCEE. A existência deste ponto virtual torna possível a comparação entre as medições realizadas em diferentes pontos reais do sistema elétrico.

3.2 Dados de Entrada

3.2.1 Provisão de Dados.

Unidade Fornecedor

CAPij

Potência Instalada

Capacidade Instalada de cada unidade geradora.

MW CCEE

CAP_Tp

Potência Instalada Total

da Usina Capacidade instalada total da Usina, definida conforme

ato autorizativo da ANEEL.

MW CCEE

FOGUpj

Unidades Geradoras em Operação Comercial

Previstas

Número de Unidades Geradoras de uma Usina Hidráulica em fase de motorização, previstas para estarem em operação comercial em um Período de Comercialização, de acordo com o cronograma de obras da Usina. O

FOGUpj será obtido com base no Cronograma de Eventos

da ANEEL, elaborado pela Superintendência de

Fiscalização dos Serviços de Geração - SFG e disponível no site daquela Agência. Na ausência deste, será obtido com base nas informações do Planejamento Anual da Operação Energética - Cronograma de Obras de Geração elaborado pelo ONS.

ANEEL/ONS

GFp

Garantia Física Valor de Garantia Física definida conforme legislação

vigente. Este poderá ser revisado pela EPE, no caso de Usinas Não Hidraúlicas com a Modalidade de Despacho tipo IB, IIB ou III.

MW MME/ANEEL

/EPE

GF_MOTpn

Garantia Física de Motorização

Valor da Garantia Física Média da Usina em fase de motorização com “n” Unidades Geradoras em operação

comercial, sendo “n”<NUBp, informado no ato

regulatório.

MW CCEE

GLOCpi

Percentual de Alocação

de Geração Representa o percentual de Alocação de Geração da _{Usina, “p”, em relação ao(s) ponto(s) de medição de} consumo, “i”, ambos localizados no mesmo sítio.

% CCEE

M_HOURSm

Horas do Mês Total de Horas do Mês de Apuração correspondente.

Necessário para suportar mudanças de Horário de Verão.

Horas CCEE

MBUbj

Medição Bruta da

Unidade Geradora Quantidade de energia elétrica produzida por uma _{Unidade Geradora, lida no Ponto de Medição de Geração} na Barra da Unidade Geradora.

(15)

AM – AGREGAÇÃO CONTÁBIL DE MEDIÇÃO

Unidade Fornecedor

MBU_Zbz

Medição Bruta de Energia Elétrica Ativa da Unidade

Geradora Não Integralizada.

Quantidade de Energia Elétrica Ativa produzida por uma Unidade Geradora, lida no Ponto de Medição de Geração na Barra da Unidade Geradora, não integralizada, referente ao Intervalo Contínuo de 5 minutos, “z”.

MWh CCEE MCCERirm Montante Mensal de Energia Regulada do Consumidor Parcialmente Livre

Quantidade mensal de energia contratada informada pelo Perfil de consumo, “r”, do Agente de Distribuição para o atendimento da carga, associada ao Ponto de Conexão, “i”, localizado em sua área de concessão, de propriedade de um Consumidor Parcialmente Livre.

MWh Agente

NUBp

Número de Unidades Base da Usina

Quantidade mínima de Unidades Geradoras em operação comercial de uma Usina Hidráulica, para que esta seja capaz de gerar sua Garantia Física total. Para Usinas cujo contrato de concessão define o montante da Garantia Física por Unidade Geradora, o valor desta variável obedece ao estabelecido no Ato Regulatório. Para usinas cujo contrato de concessão não define o montante da Garantia Física por Unidade Geradora, o valor desta variável é definido como sendo o total de Unidades Geradoras da Usina.

ANEEL

PCIp

Percentual da Perda Total

Relação entre o montante de perdas, aferidos quando a usina atingir sua plena capacidade de produção, e a capacidade total instalada, da usina não hidráulica com Modalidade de Despacho Tipo IA ou IIA ou hidráulica com modalidade de despacho tipo I.

O montante de perdas refere-se a diferença entre a medição da geração realizada na barra das Unidades Geradoras e a medição no ponto de conexão, ou seja, considerando as perdas de rede exclusiva e o consumo relacionado aos serviços auxiliares da usina.

% Agente

PCMpf

Percentual da Perda Média para Abatimento

da Garantia Física

Relação entre a expectativa média anual de perdas e a capacidade total instalada das usinas térmicas com Modalidade de Despacho Tipo IIA e usinas hidráulicas, participantes do MRE, com Modalidade de Despacho Tipo II ou III.

A expectativa média de perdas refere-se ao consumo relacionado aos serviços auxiliares da usina e as perdas de rede exclusiva quando a Usina estiver gerando com base em um horizonte de 12 meses.

% Agente

PCM_REFpf

Percentual da Perda Média de Referência para

Abatimento da Garantia Física

Relação entre a expectativa média anual de perdas e a capacidade total instalada das usinas térmicas com Modalidade de Despacho Tipo IA ou usinas hidráulicas com Modalidade de Despacho Tipo I.

A expectativa média de perdas refere-se ao consumo relacionado aos serviços auxiliares da usina e as perdas de rede exclusiva quando a Usina estiver gerando com base em um horizonte de 60 meses e será utilizado para complementar o horizonte quando não houver dado de Medição Bruta Total da Usina.

% Agente

PDG_LEILÃO_CERpf

Percentual de Destinação de Geração ao CER

Definido no Leilão

Percentual de Destinação da Geração da Usina Termelétrica movida à BIOMASSA, quando da ocorrência do Leilão de Energia de Reserva, que será entregue ao ACER para atendimento aos CER.

% Agente

PDG_CERpm

Percentual de Destinação de Geração ao CER

Valor definido, mensalmente, pelo Agente proprietário da Usina, referente ao Percentual de Destinação da Geração realizada da Usina Termelétrica movida à BIOMASSA vendida no Leilão, que será entregue para atendimento ao CER. % Agente PDG_LEILÃOp Percentual de Destinação de Geração ao ACR Definido no Leilão

Percentual de Destinação da Geração da Usina Termelétrica movida à BIOMASSA, quando da ocorrência do Leilão, que será entregue ao ACR para atendimento aos contratos CCEAR na modalidade por Disponibilidade.

(16)

Acrônimo Nome Descrição Unidade Fornecedor

PDG_ACRpm

Percentual de Destinação de Geração ao ACR Declarado pelo Agente

Valor definido mensalmente pelo Agente proprietário da Usina, referente ao Percentual de Destinação da Geração da Usina Termelétrica movida à BIOMASSA que será entregue ao ACR para atendimento aos contratos CCEAR na modalidade por Disponibilidade.

% Agente

QM_GFSAZpm

Garantia Física Mensal Sazonalizada

Quantidade Mensal de Garantia Física informada pelo Agente proprietário de uma Usina com Garantia Física definida conforme regulamentação específica.

MWh Agente

SPD

Duração do Período de

Comercialização Duração dos Períodos de Comercialização.

Horas CCEE

TOGUpj

Total de Unidades Geradoras em Operação

Comercial

Número total de Unidades Geradoras em operação comercial de uma Usina Hidráulica em fase de motorização, em cada Período de Comercialização. Deverá retratar a entrada em operação de novas Unidades.

ANEEL

URAij

Disponibilidade Verificada da Unidade Geradora

Quantidade final de energia que uma Unidade Geradora com modalidade de despacho tipo IA ou IIA, é tecnicamente capaz de produzir em um Período de Comercialização, quando da realização do despacho da Usina Térmica.

MWh ONS

W_HOURSw

Horas da semana

Número de horas da semana de Apuração.

Horas CCEE

W_PATAMAR_HOURSaw

Total de Horas do Patamar da Semana

Total de horas pertencentes a um patamar em uma Semana de Apuração. É usado na obtenção de valores médios de medição. Horas ONS XA_CCERirj Montante Horário de Energia Regulada do Consumidor Parcialmente Livre

Quantidade horária de energia contratada informada, conforme Procedimento de Comercialização específico, pelo Perfil de Consumo, “r”, do Agente de Distribuição,

para os meses em que DCCER_Firm=0, para o

atendimento da Carga, associada ao Ponto de Conexão, “i”, localizada em sua área de concessão, de propriedade de um Consumidor Parcialmente Livre.

MWh Agente

3.2.2 Dados Obtidos em Outros Submódulos.

Acrônimo Nome Localização

Família / Módulo / Submódulo:

ATUGpj Geração de Teste Medida

Líquida Média

Contabilização Mod. 2 ME – Medição e Sistema Elétrico

AUGpj Geração Medida Líquida

Média

C_0ij Consumo Medido Líquido

C_0Lij

Consumo Medido Líquido Isento de Perdas

C_0Tij Consumo Medido Líquido

Total

FIDpm Fator de Disponibilidade

Contabilização Mod. 4 MA – Modulação da Garantia Física

PGIγj

Percentual da Geração Isenta de Perdas da Rede

Básica

(17)

3.2.3 Sinalizadores de Escopo

Unidade Fornecedor

BIO_Fp

Biomassa •

BIO_Fp = 1, Se a Usina, “p”, for uma usina térmica

movida a BIOMASSA e com modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III.

• BIO_Fp = 0, em caso contrário.

Sinalizador CCEE

CCEAR_D_Fe

Contrato de Comercialização de

Energia Nova no Ambiente Regulado por

Disponibilidade

• CCEAR_D_Fe=1, Se o contrato, “e”, corresponder a

um Contrato de Energia Nova na Modalidade por Disponibilidade firmado no Ambiente de Contratação Regulada.

• CCEAR_D_Fe=0, em caso contrário.

Sinalizador CCEE

CS_Fbz

Compensação Síncrona

• CS_Fbz = 1, Se e a Unidade Geradora associada ao

Ponto de Medição de Geração de Barra, “b”, possuir

SA_Fb = 1 e a ONS tiver autorizado a Unidade

Geradora a prestar Serviço Ancilar na modalidade de

Compensador Síncrono no Período de

Comercialização, “z”. • CS_Fbz = 0, em caso contrário. Sinalizador ONS DCCER_Firm Disposições do Contrato de Compra de Energia Regulada

• DCCER_Firm = 1, Se o CCER, celebrado entre o

Consumidor Parcialmente Livre, proprietário da Carga, associada ao Ponto de Conexão, “i”, e o Perfil de Consumo, “r”, do Agente Distribuidor responsável pela área de concessão, tiver suas disposições em conformidade com a Resolução Normativa nº 376/2009, no Mês de Apuração, “m”.

• DCCER _Firm = 0, em caso contrário.

Sinalizador Agente

LOSSAFp

Alocação de Perdas na Geração

• LOSSAFp = 0, Se a Usina, “p”, não participa do rateio

das perdas na Rede Básica, (conforme os critérios estabelecidos na Resolução 395 de 24 de Julho de 2002).

• LOSSAFp = 1, em caso contrário.

Sinalizador CCEE

MOT_Fpm

Motorização • MOT_Fpm = 1, se a Usina, “p”, for Hidráulica e estiver

em fase de motorização no Mês de Apuração, “m”.

• MOT_Fpm = 0, em caso contrário.

Sinalizador CCEE

SA_Fb

Serviços Ancilares • SA_F_{de Medição de Barra, “b”, for prestador de Serviços}b = 1, Se Unidade Geradora associada ao Ponto Ancilares.

• SA_Fb = 0, em caso contrário.

Sinalizador ONS SLPM_Fgm Solicitação de Liberação do Percentual Mínimo de Geração destinado ao ACR

• SLPM_Fgm = 1, Se o Perfil de Geração do Agente,

“g”, solicitou a liberação do percentual mínimo de geração destinado ao ACR.

• SLPM_Fgm = 0, em caso contrário.

Sinalizador CCEE

TEST_Fij

Fase de Teste • TEST_F_{Ponto de Conexão, “i”, estiver em fase de teste no}ij = 1, Se a Unidade Geradora, associada ao Período de Comercialização, “j”.

• TEST_Fij = 0, em caso contrário.

(18)

3.3 Fundamentos Conceituais

3.3.1 Os fatores de perda deverão ser coerentes com os seguintes princípios:

(a) A magnitude relativa dos fatores de perda aplicados a diferentes Pontos de

Medição deverá refletir a forma de alocação das perdas líquidas, ou seja, 50% do total para as Gerações e 50% para os Consumos dos Agentes, rateadas de forma proporcional para cada tipo de medição;

(b) As magnitudes reais dos fatores de perda deverão ser tais que, quando aplicadas

aos valores reais de geração e consumo, elas, em conjunto, determinarão o nível de perdas relacionado ao sistema de transmissão da Rede Básica.

(c) Os montantes de energia não participantes do Rateio de Perdas da Rede Básica

estão incluídos no cálculo das Perdas Totais.

3.3.2 Será considerada em fase de motorização a Usina Hidráulica para a qual, no primeiro

Período de Comercialização, “j”, do Mês de Apuração, “m”, atender a seguinte condição:

p pj

NUB

TOGU

<

3.3.3 Para cada Usina, “p”, para a qual MOT_Fpm = 1, a CCEE deverá registrar os valores das

seguintes variáveis:

(a) Garantia Física Média Parcial (MASS_Npn);

(b) Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial (TOGUpj);

(c) Unidades Geradoras em Operação Comercial Previstas (FOGUpj).

3.3.4 Para cada Mês de Apuração, “m”, o ONS deverá informar a CCEE, de acordo com o

Acordo Operativo CCEE/ONS, os intervalos de duração de cada um dos patamares de Carga Pesada, Carga Média e Carga Leve para cada um dos tipos de dias do mês: dias úteis, sábados, e domingos/feriados.

3.3.5 A produção das unidades em teste de uma Usina Hidráulica em fase de motorização é

utilizada primeiro para atender a produção equivalente à Garantia Física da usina e o restante não será considerado nas alocações do MRE e será vendido ao PLD.

3.3.6 As perdas internas de Usinas Térmicas são calculadas nestas Regras de Comercialização

para transpor a Disponibilidade Verificada (URAij) e a Geração Sem Restrições Ex-Ante

do Patamar (XA_UTpa), Geração sem Restrições Ex-Ante do Patamar para Pagamento de

Encargos por Razões de Segurança Energética (XA_ETpa) e Geração sem Restrições

Ex-Ante do Patamar para Pagamento por Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco

(XA_VTpa) aos pontos de conexão da Usina com a Rede Externa, uma vez que o ONS –

fornecedor destes dados – os considera na barra da Usina.

3.3.7 O cálculo das Perdas Internas para Abatimento das Garantias Físicas (PDI_GFpf), de cada

Usina, será realizado somente no mês de Agosto para viger durante o ano subseqüente.

3.3.8 As Perdas Internas para Abatimento das Garantias Físicas da Usina (PDI_GFpf)

representa o percentual de abatimento aplicado à Garantia Física, para transpor esse valor ao ponto de conexão da Usina com a Rede Externa, nos casos em que o cálculo da Garantia Física for referenciado à barra da Usina.

(19)

3.3.9 Essas perdas (percentuais) serão calculadas de forma distinta para cada tipo de usina da

seguinte forma:

(a) Para Usinas hidráulicas do Tipo I e não hidráulicas do tipo IA será descontado do

valor da Garantia Física, a relação entre a Medição Bruta, das Unidades Geradoras em Operação Comercial da Usina, abatida a geração comercial e o consumo verificado para operação como Compensador Síncrono, e a potência total das unidades geradoras, em operação comercial, sendo que todos os parâmetros deverão observar um horizonte histórico de 60 meses, considerado a partir de janeiro de 2010;

(b) Para as usinas hidráulicas com Modalidade de Despacho Tipo II ou III,

participantes do MRE, e as usinas não hidráulicas do tipo IIA será descontado do valor da Garantia Física, o Percentual da Perda Média, declarada pelo Agente (PCMpf);

(c) Para as demais usinas, não enquadradas nos itens (a) e (b), não haverá

descontos do valor da Garantia Física referente às perdas internas, haja vista que a Garantia Física destes empreendimentos já é referenciada ao ponto de conexão da Usina com a Rede Externa.

3.3.10 Para efetuar os cálculos das Perdas Internas para Abatimento das Garantias Físicas,

caso não se disponha de todos os valores horários do histórico de 60 (sessenta) meses da Usina os mesmos deverão ser completados utilizando-se o valor da Perda

Média de Referência (PCM_REFpf), informado pelo Agente.

3.3.11 A Garantia Física Mensal das Usinas hidráulicas participantes do MRE será sua Garantia

Física Mensal Sazonalizada consideradas as perdas internas.

3.3.12 Condições de Registro e Operação de Consórcios de Geração na CCEE

(a) Para fins de contabilização, para cada Consórcio de Geração, cada participante

deverá ser considerado como um gerador “g”;

(b) Todos os consorciados de Consórcios de Geração deverão ser Agentes da CCEE.

Entretanto, poderá ser utilizada a Opção “a” ou a Opção “b” para a adesão à CCEE de Consórcios de Geração, conforme condições e limites estabelecidos em Procedimento de Comercialização correspondente.

3.3.13 Os Consórcios de Geração deverão optar por uma das representações descritas no

Procedimento de Comercialização correspondente.

3.3.14 Nos casos de Agentes da Classe de Autoprodutores e Consumidores Livres o consumo

sujeito ao pagamento de Encargos de Serviços do Sistema (ESS) será limitado à parcela atendida pelo Sistema Interligado Nacional (SIN).

3.3.15 Os Ativos de Geração e Consumo que estiverem vinculados a uma mesma Conexão à

Rede Básica participarão do Rateio de Perdas da Rede Básica da seguinte forma:

(a) Quando o volume de geração é superior ao consumo, o(s) Ativo(s) de Geração

participará(ão) do Rateio das Perdas na Rede Básica apenas com a quantidade de geração remanescente, ou seja, a energia efetivamente disponibilizada na Rede Básica, depois de atendido todo o consumo localizado na mesma Conexão. Neste caso, o(s) Ativo(s) de Consumo não participará(ão) do Rateio de Perdas da Rede Básica.

(b) Quando o volume de geração é inferior ao consumo, o(s) Ativo(s) de Geração não

participará(ão) do Rateio de Perdas da Rede Básica. Logo, o(s) Ativo(s) de Consumo participará(ão) apenas com a quantidade remanescente de energia consumida, ou seja, a energia efetivamente obtida da Rede Básica.

(20)

3.3.16 Os agentes de geração poderão gerar energia elétrica através de usinas térmicas fora da ordem de mérito de custo, por sua conta e risco, de modo a compensar antecipadamente eventuais indisponibilidades de combustível de que trata a Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006.

3.3.17 A existência de geração fora da ordem de mérito de custo ou de geração substituta tem,

na CCEE, efeito unicamente sobre o resultado do Agente no Mercado de Curto Prazo. Conforme previsto na Resolução Normativa nº 272, de 10 de julho de 2007, os efeitos da geração fora da ordem de mérito de custo ou de geração substituta sobre a indisponibilidade das usinas deverão ser capturados pela atualização dos valores de TEIF e TEIP, efetuada pelo ONS.

3.3.18 Os Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER são contratos realizados entre o

Agente Distribuidor, parte Vendedora, e os Agentes Consumidores Parcialmente Livres, parte Compradora, quando esses resolvem por adquirir energia elétrica para cobertura, total ou parcial, das necessidades de energia e potência das unidades consumidoras sob sua responsabilidade.

3.3.19 Para cada mês de Apuração o Agente de Distribuição vendedor de CCER deverá informar

à CCEE as quantidades vinculadas a cada Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER, da seguinte forma:

(a) Caso o Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER possuir suas disposições

em conformidade com a Resolução Normativa nº 376/2009, o Agente de Distribuição deverá informar a quantidade mensal de energia contratada, fornecida ao Consumidor Parcialmente Livre.

(b) Caso o Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER não possuir suas

disposições em conformidade com a Resolução Normativa nº 376/2009 o Agente de Distribuição deverá informar a quantidade horária de energia contratada fornecida ao Consumidor Parcialmente Livre, observado as cláusulas contratuais entre as partes.

3.3.20 Os Consumidores Parcialmente Livres, ou seja, aqueles que possuem celebrados CCER

terão determinadas as parcelas do consumo cativo, de cada unidade consumidora, que serão tratadas como consumo do Agente de Distribuição, para fins de contabilização das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no Mercado de Curto Prazo.

(21)

3.4 Formulação Algébrica

AM.1 Geração e Consumo da Usina

AM.1.1 Para cada usina, “p”, hidráulica e participante do MRE para qual MOT _Fpm =1, a CCEE

deverá determinar a Garantia Física Média Parcial (MASS_Npj), para cada Período de

Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte regra:

(a) Se a Usina, “p”, possuir valor de GF_MOTpn , então:

SPD

MOT

GF

N

MASS

_

_pj

=

_

_pn

*

(b) Do contrário:

(

)

(

)

SPD GF T CAP F TEST CAP N MASS _p p i ij ij pj * _ _ 1 _ ∗         − ∗ =

∑

Onde:

(

TOGU pj NUB p

)

n= min ,

(22)

AM.1.2 A Geração Medida Reconciliada (RGpj), a Geração de Teste (GTpj) e a Garantia Física

Média (AMASSpj) deverão ser determinadas para cada Usina, “p”, em cada Período de

Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte regra:

(a) Se a Usina, “p”, é hidráulica, e participante do MRE, então:

(i) Se

MOT

_

F

_pm

=

0

, então:

(A)

RG

_pj

=

AUG

_pj

+

ATUG

_pj

(B)

GT

_pj

=

0

(ii) Do contrário: (A)

_FID

_SPD

HOURS

PATAMAR

W

N

MASS

AMASS

_pm aw aw pj pj

∗













=

∑

_

(B) Se

(

AUG

_pj

+

ATUG

_pj

)

≥

AMASS

_pj, então:

(I)

GT

_pj

=

min

[

(

AUG

_pj

+

ATUG

_pj

)

−

AMASS

_pj

,

ATUG

_pj

]

(II)

RG

_pj

=

(

AUG

_pj

+

ATUG

_pj

)

−

GT

_pj

(C) Se

(

AUG

_pj

+

ATUG

_pj

)

<

AMASS

_pj, então: (I)

RG

_pj

=

(

AUG

_pj

+

ATUG

_pj

)

(II)

GT

pj

=

0

(b) Do contrário:

(i)

RG

_pj

=

AUG

_pj

(ii)

GT

_pj

=

ATUG

_pj

AM.1.3 A CCEE deverá determinar para cada Ponto de Medição de Geração localizado na Barra

da Unidade Geradora, “b”, para cada Período de Comercialização, “j”, o valor da Integralização da Medição de Energia Elétrica Ativa Negativa Bruta da Unidade Geradora

(IMBUbj), de acordo com a seguinte fórmula:

(

)

(

)

∑

∗ − ∗ = z bz bz bj CS F MBU Z IMBU _ max 0, 1 _

AM.1.4 O Consumo do Compensador Síncrono (CCSpj) deverá ser determinado para cada Usina,

“p”, em cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:

∑

= b bj pj IMBU CCS

(23)

AM.1.5 O Consumo do Compensador Síncrono Ajustado (ACCSpj) deverá ser determinado para

cada Usina, “p”, em cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula: SPD HOURS PATAMAR W CCS ACCS aw aw pj pj * _ _

∑

=

AM.1.6 Para cada Usina, “p”, a CCEE deverá determinar a Geração Isenta do Rateio de Perdas

(GIPpj), para cada período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte regra:

(a) Se a usina, “p”, possuir LOSSAFp = 1, e estiver localizada em uma Conexão

Compartilhada à Rede Básica, “γ”, então:

j pj pj

RG

PGI

GIP

=

*

_γ (b) Do contrário:

0 =

pj

GIP

AM.1.7 A Geração Medida da Usina (MGpj) e o Consumo Medido da Usina (GCpj) deverão ser

determinados para cada Usina, “p”, em cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:

(a) Se

RG

pj

≥

0

, então:

(i)

MG

_pj

=

RG

_pj

−

GIP

_pj

+

ACCS

_pj

(ii)

GC

_pj

=

max

(

0 ,

−

1 ∗

GT

_pj

)

(b) Do contrário:

(i)

MG

_pj

=

max

(

0 ,

ACCS

_pj

+

RG

_pj

)

(24)

AM.2 Cálculo dos Fatores de Perda

AM.2.1 A Geração Total do Mercado (TOTGj), a Geração Total com Rateio de Perdas do Mercado

(TOTGPj), o Consumo Total do Mercado (TOTCj), o Consumo Total com Rateio de Perdas

do Mercado (TOTCPj) e o Total de Perdas do Mercado (TOTPj) deverão ser determinados

para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes fórmulas:

(a)

∑ ∑

(

)

_













+

=

s p pj pj pj j

MG

GIP

GT

TOTG

max

0 ,

(b)

∑ ∑

(

)

_













∗

+

=

s p p pj pj j

MG

GT

LOSSAF

TOTGP

max

0 ,

(c)

∑ ∑

∑

_













+

=

s cc p pj ij j

C

T

GC

TOTC

_

0

(d)

∑ ∑

(

)

) (

∑

)

_













∗

+

=

s cc p p pj ij j

C

GC

LOSSAF

TOTCP

max

0 ,

_

0

(e)

TOTP

_j

=

TOTG

_j

−

TOTC

_j

AM.2.2 O Fator de Perda de Geração (XP_GLFj) e o Fator de Perda de Consumo (XP_CLFj)

deverão ser determinados para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes fórmulas: (a) j j j j TOTGP TOTP TOTGP GLF XP_ = − 2 (b) j j j j TOTCP TOTP TOTCP CLF XP_ = + 2