Registros de Alterações
Módulo 1 – Preço de Liquidação das Diferenças
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
D a d o s d e S a íd a 3 Acrônimo: PLDsj
Nome: Preço de Liquidação das Diferenças Unidade: R$/MWh
Utilizado em: Mod. 3 - Contratos / Mod. 5 – Excedente Financeiro / Mod. 6 – Encargos de Serviços de Sistema / Mod. 7 – Consolidação dos Resultados / Penalidades / Liquidação / Reajuste da Receita de Venda de CCEAR por Disponibilidade
Alteração da utilização em função do Reajuste da Receita de Venda.
Módulo 2 – Determinação da Geração e Consumo de Energia
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
M E – M e d iç ã o e S is te m a E lé tr ic o ME.1.4 Antiga ME.2.3
O valor das Perdas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada do Perfil de Consumo do Agente (PR_RCryj) deverá ser determinada para cada Perfil de Consumo, “r”, 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 R RPIC iy im ij yj ryjF
FRC
R
C
F
FRC
R
C
RC
P
RC
PR
_
1
0
_
_
1
0
_
_
_
_ (b) Do contrário: 0 _RCryj = PR Alterada o somatório da Equação. ME.1.6 Antiga ME.2.5O valor das Perdas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada dos Pontos de Medição de Geração de Responsabilidade da Distribuidora (PG_RC_DISTiyj) 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 a seguinte regra:
(a) Se o Ponto de Medição de Geração, “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
_
_
=
_
(b) Caso contrário:Inserida nova seção nas Regras de Comercialização, para conferir tratamento adequado ao rateio das perdas elétricas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada, para o caso do agente de geração possuir Contrato de Uso do Sistema de Distribuição.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
ME.1.7 Antiga ME.2.6
O valor das Perdas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada de Todos os Pontos de Medição de Geração de Responsabilidade da Distribuidora (PG_TOT_DISTiyj) deverá ser determinada para cada Perfil de Consumo, “r”, em cada Instalação Compartilhada, “y”, em cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:
∑
=
RPIC G iy iyj ryjPG
RC
DIST
DIST
TOT
PG
__
_
_
_
Inserida nova seção nas Regras de Comercialização, para conferir tratamento adequado ao rateio das perdas elétricas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada, para o caso do agente de geração possuir Contrato de Uso do Sistema de Distribuição.
ME.1.8 Antiga ME.2.7
O Consumo Medido Ajustado (C_Rij) deverá ser determinado para cada Ponto de Medição, “i”, Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes regras:
(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:
(
)
+
+
∗
=
∑
∑
iry ij ryj ryj iry ij ij ijR
C
DIST
TOT
PG
RC
PR
R
C
R
C
R
C
0
_
_
_
_
0
_
0
_
_
(b) Caso contrário: ij ij C R R C_ = _0Onde: “r” é o perfil de Consumo proprietário do Ponto de Medição, “i”.
Alterada a seção nas Regras de Comercialização, para conferir tratamento adequado ao rateio das perdas elétricas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada, para o caso do agente de geração possuir Contrato de Uso do Sistema de Distribuição.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
ME.1.9 Antiga ME.2.8
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)
(ii)
TUMG
ij=
TUMG
_
0
ij−
(
PG
_
RC
iyj−
PG
_
RC
_
DIST
iyj)
(b) Caso contrário: (i) UMGij=UMG_0ij
(ii) TUMGij =TUMG _0ij
Alterada a seção nas Regras de Comercialização, para conferir tratamento adequado ao rateio das perdas elétricas da Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada, para o caso do agente de geração possuir Contrato de Uso do Sistema de Distribuição. A M – A g r e g a ç ã o C o n tá b il d a M e d iç ã o 3.2.1 Acrônimo: NUBp
Nome: Número de Unidades Base da Usina Unidade:
Fornecedor:ANEEL
Descrição: 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 ANEEL o total de Unidades Geradoras da Usina.
Alterada a Descrição do Acrônimo, em função da substituição da nomenclatura de Energia Assegurada por Garantia Física.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: GF_MOTpn
Nome: Garantia Física de Motorização Unidade: MW
Fornecedor: CCEE
Descrição: 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.
Inserida nova variável nas Regras de Comercialização
Acrônimo: MCCERirm
Nome: Montante Mensal de Energia Regulada do Consumidor Parcialmente Livre Unidade: MWh
Fornecedor: Agente
Descrição: Quantidade mensal de energia contratada fornecida 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.
Inserida nova variável nas Regras de Comercialização.
Acrônimo: QM_GFSAZpm
Nome: Garantia Física Mensal Sazonalizada Unidade: MWh
Fornecedor: Agente
Descrição: Quantidade Mensal de Garantia Física informada pelo Agente proprietário de uma Usina com Garantia Física definida conforme regulamentação específica.
Inseridas as variáveis na tabela, para realização do cálculo da Garantia Física Parcial de Usinas Hidráulicas participantes do MRE e submotorizadas.
Acrônimo: GFp Nome: Garantia Física Unidade: MW
Fornecedor: MME/ANEEL/EPE
Descrição: Valor de Garantia Física definida conforme legislação vigente. Este poderá ser revisado pela EPE, no caso de Usinas Não Hidráulicas com a Modalidade de Despacho tipo IB, IIB ou III.
Acrônimo: CAP_Tp
Nome: Potência Instalada Total da Usina Unidade: MW
Fornecedor: CCEE
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: PCIp
Nome: Percentual da Perda Total Unidade: %
Fornecedor: Agente
Descrição: 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.
Alteração da descrição da variável, em função da classificação das usinas quanto a modalidade de despacho.
Acrônimo: PCMpf
Nome: Percentual da Perda Média para Abatimento da Garantia Física Unidade: %
Fornecedor: Agente
Descrição: 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.
Inserida nova variável nas Regras de Comercialização.
Acrônimo: PCM_REFpf
Nome: Percentual da Perda Média de Referência para Abatimento da Garantia Física Unidade: %
Fornecedor: Agente
Descrição: 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
Inserida nova variável nas Regras de Comercialização. para viabilizar a apuração das Perdas no horizonte histórico de 60 meses em casos onde não haja Medicão Bruta Total para todo o período.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: QA_CCEARef
Nome: Quantidade Anual de Contrato de Energia no Ambiente Regulado Unidade: MWh
Fornecedor: ANEEL
Descrição: Quantidade de energia comercializada através de um Contrato CCEAR Referente ao Ano de Apuração.
Excluída a variável das Regras de Comercialização.
Acrônimo: Safra pf
CER QA_
Nome: Quantidade Anual de Contrato de Energia de Reserva Unidade: MWh
Fornecedor: CCEE
Descrição: Quantidade de energia correspondente ao compromisso contratual da Usina, “p”, definido por um Contrato de Energia de Reserva para o período de entrega relacionado ao Ano de Apuração, “f”.
Excluída a variável das Regras de Comercialização.
Acrônimo: URAij
Nome: Disponibilidade Verificada da Unidade Geradora Unidade: MWh
Fornecedor: ONS
Descrição: 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.
Alteração da descrição da variável, em função da classificação das usinas quanto a modalidade de despacho.
Acrônimo: XA_CCERirj
Nome: Montante Horário de Energia Regulada do Consumidor Parcialmente Livre Unidade: MWh
Fornecedor: Agente
Descrição: 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.
Inserida nova variável nas Regras de Comercialização.
3.2.2 Acrônimo: FIDpm
Nome: Fator de Disponibilidade
Localização: Módulo 4 - MA – Modulação da Garantia Física
Alterada a Descrição do Acrônimo, em função da substituição da nomenclatura de Energia Assegurada por Garantia Física.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
12.1.1Acrônimo: EI_0pf-1
Nome: Energia Indisponível Ajustada
Localização: Contabilização – CD – Contratos por Disponibilidade
Excluir Acrônimo da tabela
3.2.3 Acrônimo: BIO_Fp Nome: Biomassa Unidade: Sinalizador Fornecedor: CCEE
Descrição:
• 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.
Alteração da descrição da variável, em função da classificação das usinas quanto a modalidade de despacho.
12.1.2Acrônimo: DCCER_Firm
Nome: Disposições do Contrato de Compra de Energia Regulada Unidade: Sinalizador
Fornecedor: Agente Descrição:
• 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.
Inserido novo Sinalizador de Escopo nas Regras de Comercialização.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
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 ,Inserida nova seção nas Regras de Comercialização, para contemplar a alteração realizada no cálculo da Garantia Física Parcial (MASS_Npj).
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.1.2
Antigo AM.1.1
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_Fpm=0, então:
(A) pj pj pj
AUG
ATUG
RG
=
+
(B)GT
pj=
0
(ii) Do contrário:(A)
AMASS
pj=
MASS
_
N
pj∗
FID
pm∗
SPD
(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
(
)
pj pj pjATUG
AMASS
AUG
+
<
, então: (I)(
)
pj pj pjAUG
ATUG
RG
=
+
(II)GT
pj=
0
(b) Do contrário: (i)RG
pj=
AUG
pjAlterada a seção das Regras de Comercialização para contemplar a alteração realizada no cálculo da Garantia Física Parcial (MASS_Npj).
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.3.1 Com relação a cada Usina, “p”, a CCEE deverá determinar a Medição Bruta Total da Usina (MBU_Mpj), para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:
(
)
(
)
(
)
SPD
HOURS
PATAMAR
W
MBU
ATUG
AUG
AUG
M
MBU
aw aw b bj pj pj pj pj∗
+
=
∑∑
_
_
,
0
max
*
,
0
max
,
0
max
,
0
max
_
Alteração da seção de modo a considerar no MBU_M, somente o rateio da energia gerada.
AM.3.2 A CCEE deverá determinar o valor das Perdas Internas (PDIpj) para cada Usina não hidráulica, “p”, com modalidade de despacho tipo IA ou IIA, e para cada Usina Hidráulica com modalidade de despacho tipo I, em cada período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte regra: (a) Se a usina “p”, não hidráulica com modalidade de despacho tipo IA, ou hidráulica com
modalidade de despacho tipo I, então:
(i) Se AUG pj =0 ou se
(
AUGpj ∗ATUGpj)
<0 então:(
TEST
F
)
PCI
SPD
CAP
PDI
ij p i ij pj
∗
∗
−
∗
=
∑
1
_
(ii) Do contrário:(
)
(
pj pj pj)
pj
MBU
M
AUG
ACCS
PDI
=
max
0
,
_
−
−
(b) Do contrário:(
TEST
F
)
PCI
SPD
CAP
PDI
ij p i ij pj
∗
∗
−
∗
=
∑
1
_
Alteração em função da nova classificação das usinas quanto ao tipo da usina e a modalidade de despacho.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.3.3 A CCEE deverá determinar o valor das Perdas Internas para Abatimento das Garantias Físicas (PDI_GFpm) para cada Usina, “p”, para cada Ano de Apuração, “f”, no mês de Agosto, de acordo com a seguinte regra:
(a) Se a usina “p”, for térmica com modalidade de despacho tipo IA, ou hidráulica com modalidade de despacho tipo I , então:
(
)
(
)
(
)
(
)
−
∗
−
−
−
=
∑∑∑
∑∑
m m i ij ij m m pj pj pj pfF
TEST
CAP
ACCS
AUG
M
MBU
GF
PDI
60 60_
1
_
,
0
max
1
_
(b) Do contrário:(i) Se a usina “p” for hidráulica participante do MRE, ou não hidráulica com Modalidade de Despacho Tipo IIA, então:
(
pf)
pfPCM
GF
PDI
_
=
1
−
(ii) Do contrário:1
_
GF
pf=
PDI
Incluída nova seção nas Regras de Comercialização, para determinar o valor de Perdas internas de usinas hidráulicas e térmicas para o abatimento das Garantias Físicas e também para desconsiderar das Perdas o Consumo do Compensador Síncrono;
AM.3.4 Para cada Usina, “p”, participante do MRE, em cada mês de apuração “m”, a Garantia Física Mensal (MASSpm), deverá ser determinada de acordo com a seguinte fórmula:
1
_
_
∗
−=
pm pf pmQM
GFSAZ
PDI
GF
MASS
Inserida nova seção nas Regra=s de Comercialização, para incluir no cálculo da Garantia Física Mensal o abatimento do consumo interno da Usina.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.4.2 Com relação ao Ponto de Medição de Consumo, “i”, a CCEE deverá determinar o Consumo de Referência (TRC_REFij), para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:
(
ij)
j(
ij)
ijij
C
XP
CLF
C
C
L
REF
TRC
_
=
max
0
,
_
0
∗
_
+
min
0
,
_
0
+
_
0
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para determinar o montante de energia do CCER, contrato celebrado entre o Consumidor Parcialmente Livre e a Distribuidora.
AM.4.3
Com relação ao Ponto de Medição de Consumo, “i”, localizado na área de concessão da Distribuidora, “r”, a CCEE deverá determinar o Fator de Consumo Cativo do Ponto de Medição (FAT_CATirm), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte fórmula:
(a) Se
DCCER
_
F
irm=
1
, então:
=
∑
m ij irm irmREF
TRC
MCCER
CAT
FAT
_
,
1
min
_
(b) Do contrário:
=
∑
∑
m ij m irj irmREF
TRC
CCER
XA
CAT
FAT
_
_
,
1
min
_
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para determinar o montante de energia do CCER, contrato celebrado entre o Consumidor Parcialmente Livre e a Distribuidora.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.4.4 Com relação ao Ponto de Medição de Consumo, “i”, localizado na área de concessão da Distribuidora, “r”, a CCEE deverá determinar o Consumo Cativo do Ponto de Medição (TRC_CCERirj), para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte regra: (a) Se
DCCER
_
F
irm=
1
, então:(
ij irm)
irj
TRC
REF
FAT
CAT
CCER
TRC
_
=
_
∗
_
(b) Do contrário:
(
irj ij)
irj
XA
CCER
TRC
REF
CCER
TRC
_
=
min
_
,
_
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para determinar o montante de energia do CCER, contrato celebrado entre o Consumidor Parcialmente Livre e a Distribuidora.
AM.4.5 Com relação ao Perfil de Consumo do Agente, “r”, a CCEE deverá determinar o Montante de Energia Cativa do Distribuidor (TRC_CCER_Dsrj), para cada Submercado, “s”, para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:
∑
=
cc irj srjTRC
CCER
D
CCER
TRC
_
_
_
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para que o montante de energia contratada, entre o Consumidor Parcialmente Livre e a Distribuidora, seja considerado como carga da distribuidora para fins de contabilização das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.4.6 Com relação ao Perfil de Consumo do Agente, “r”, a CCEE deverá determinar o Montante de Energia Cativa do Consumidor Parcialmente Livre (TRC_CCER_Csrj), para cada Submercado, “s”, para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte fórmula:
∑
=
cr j ir srjTRC
CCER
C
CCER
TRC
_
_
_
* Onde:• “r” representa o Perfil de Consumo do Agente Consumidor Parcialmente Livre, proprietário da Carga associada ao Ponto de Conexão, “i”, atendido pelo Perfil de Consumo, “r*”, do Agente de Distribuição.
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para que o montante de energia contratada, entre o Consumidor Parcialmente Livre e a Distribuidora, seja considerado como carga da distribuidora para fins de contabilização das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo
AM.4.7
Antiga AM.4.2
Com relação ao Perfil de Consumo do Agente, “r”, a CCEE deverá determinar o Consumo Total do Agente (TRCsrj), o Consumo Total do Agente Medido Atendido pelo Sistema Interligado (TRC_ESSsrj), para Cada Submercado, “s”, para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com a seguinte regra:
(a)
(
srj srj)
cr
ij
srj
TRC
REF
TRC
CCER
D
TRC
CCER
C
TRC
=
∑
_
+
_
_
−
_
_
(b) Se o Agente pertencer à classe de Distribuição, então:
srj srj
TRC
ESS
TRC
_
=
(c) Do contrário:(
)
−
∗
−
=
∑
∑
srj cr p pi pj ijsrj
TRC
REF
G
GLOC
TRC
CCER
C
ESS
TRC
_
max
0
,
max
0
,
_
_
_
Alterada a seção nas Regras de Comercialização, para que o montante de energia contratada, entre o Consumidor Parcialmente Livre e a Distribuidora, seja considerado como carga da distribuidora para fins de contabilização das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.5.1 Com relação a cada Usina, “p”, a CCEE deverá calcular o Sinalizador para Liberação do Percentual Mínimo de Geração Destinado ao ACR da Usina (LPMG_FPm), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte regra:
(a) Se o Mês de Apuração, “m”, for Janeiro, então:
0 _FPm= LPMG (b) Do contrário: (i) Se LPMG_FPm−1 =1, então: 1 _FPm= LPMG (ii) Do contrário: (A) Se SLPM _Fgm =1, então: (I) Se
(
)
(
)
∗ − − ∗ ≥∑
∑ ∑
∑ ∑ ∑
∑ ∑
∑
− pP 2m m P Pj 1 Pf pPmf m Pj pP Vendedor eP e ef m Pj F BIO G 0 EI G F D CCEAR CCEAR QA 0 G _ , _ min _ _ _ , max ´ , então: 1 _FPm= LPMG (II) Do contrário: 0 _FPm = LPMG (B) Do contrário: 0 _FPm = LPMG Onde:• “g”, é o Perfil de Geração do Agente proprietário da Usina, “p”;
• “P”, representa as parcelas da Usina Real atribuídas aos Condomínios Virtuais; e O Valor da variável Energia Indisponível (EI_0 ) deverá ter o seu valor igual a zero, na primeira
Excluída Seção do Módulo das Regras de Comercialização
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.5.2 Com relação à Usina, “p”, a CCEE deverá determinar o Percentual de Destinação de Geração para o ACR (PG_BIOPm), para cada mês de apuração, “m”, de acordo com a seguinte regra: (a) Se LPMG_FPm =1
(
)
(
)
+ + ∗ − − ∗ =∑
∑
∑
∑
∑∑
∑∑∑
∑ ∑
− m pj P m Pj m pj pP m m P Pj Pf pP mf m Pj pP Vendedor eP e ef Pm G G G F BIO G EI G F D CCEAR CCEAR QA BIO PG * 2 1 ´ _ , 0 _ min _ _ _ , 0 max _ (b) Do contrário:(
Pm P)
PmPDG
ACR
PDG
LEILÃO
BIO
PG
_
=
max
_
,
_
Onde:• “g”, é o Perfil de Geração do Agente proprietário da Usina, “p”;
• “P”, representa as parcelas da Usina Real atribuídas aos Condomínios Virtuais;
• “P*”, representa a parcela da Usina Real atribuídas ao Agente Comercializador da Energia de Reserva; e
• “p”, representa a parcela da Usina Real não Vendida nos Leilões.
Excluída Seção do Módulo das Regras de Comercialização
AM.6 Cálculo do Percentual de Destinação da Geração ao ACER das Usinas movidas à Biomassa e comprometidas com CER.
Excluída Seção do Módulo das Regras de Comercialização
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.6.1 Com relação a cada Usina, “p”, a CCEE deverá determinar o Sinalizador para Liberação do Percentual Mínimo de Geração Destinado ao CER da Usina (LPMG_RES_FPm), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte regra:
(a)
Se
G
*max
0
,
QA
_
CER
*G
*,
então
:
safra mf m j P safra f P m j P
−
≥
∑∑
∑
1
_
_
RES
F
P*m=
LPMG
(b) Do contrário:0
_
_
RES
F
P*m=
LPMG
Onde:• “P*”, representa a parcela da Usina Real atribuídas ao Agente Comercializador da Energia de Reserva.
Excluída Seção do Módulo das Regras de Comercialização
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
AM.6.2 Com relação a cada Usina, “p”, a CCEE deverá determinar o Percentual de Destinação de Geração para o CER de Usinas a Biomassa (PDG_BIO_RESpm), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte regra:
(a) Se
LPMG
_
RES
_
F
P*m=
1
+
+
−
=
∑
∑
∑
∑ ∑
m j P m Pj m pj safra mf m j P safra f P m PG
G
G
G
CER
QA
RES
BIO
PDG
* * * *_
,
0
max
_
_
(b) Do contrário:(
Pm P f)
mP
PDG
CER
PDG
LEILÃO
CER
RES
BIO
PDG
_
_
*=
max
_
*,
_
_
*Onde:
• “P”, representa as parcelas da Usina Real atribuídas aos Condomínios Virtuais;
• “P*”, representa a parcela da Usina Real atribuídas ao Agente Comercializador da Energia de Reserva; e
• “p”, representa a parcela da Usina Real não Vendida nos Leilões.
Excluída Seção do Módulo das Regras de Comercialização PD – Pe r c e n tu a l d e D e s ti n a ç ã o d a G e r a ç ã o
4 Percentual de Destinação da Geração – (PD) Inserido Submódulo nas Regras de Comercialização 4.1 Este Módulo tem por objetivo estabelecer a sistemática de distribuição da geração para Usinas
comprometidas com Contratos de Energia de Reserva e com os CCEAR na modalidade por Disponibilidade.
Inserida introdução no Submódulo das Regras de Comercialização
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
4.2.1 Acrônimo: MBUbj
Nome: Medição Bruta da Unidade Geradora Unidade: MWh
Fornecedor: CCEE
Descrição: Quantidade de energia elétrica produzida por uma Unidade Geradora, lida no ponto de Medição de Geração na Barra da unidade Geradora.
Inseridos acrônimos na Tabela de Dados de Entrada.
Acrônimo: SPD
Nome: Duração do Período de Comercialização Unidade: Horas
Fornecedor: CCEE
Descrição: Duração dos Períodos de Comercialização Acrônimo: PDG_ACRpm
Nome: Percentual de Destinação de Geração ao ACR Unidade: %
Fornecedor: Agentes
Descrição: 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 ao ACR para atendimento aos contratos CCEAR na modalidade por Disponibilidade.
Acrônimo: PDG_CERpm
Nome: Percentual de Destinação de Geração ao CER Unidade:%
Fornecedor: Agentes
Descrição: 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.
Acrônimo: L m pACR VENDIDA GF _
Nome: Garantia Física destinada ao ACR definida em Leilão Unidade: MW
Fornecedor: CCEE
Descrição: Valor de Garantia Física vendida em Leilão, destinada ao atendimento aos contratos CCEAR na modalidade por Disponibilidade.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: GFOMpj
Nome: Geração Fora da Ordem de Mérito Unidade: MWh
Fornecedor: ONS
Descrição: Quantidade de energia elétrica produzida por uma Usina fora da ordem de mérito do ONS.
Inserido acrônimo na Tabela de Dados de Entrada.
Acrônimo: QA_CERpf
Nome: Quantidade Anual de Contrato de Energia de Reserva Unidade: MWh
Fornecedor: ANEEL
Descrição: Quantidade de energia correspondente ao compromisso contratual da Usina, “p”, definido por um Contrato de Energia de Reserva para o período de entrega relacionado ao Ano de Apuração, “f”.
Inserido acrônimo na Tabela de Dados de Entrada.
Acrônimo: PCIp
Nome: Percentual da Perda Total Unidade: %
Fornecedor: Agente
Descrição: 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.
Inserido acrônimo na Tabela de Dados de Entrada.
4.2.2 Acrônimo: ATUGpj
Nome: Geração de Teste Medida Líquida Média
Localização: Contabilização – ME – Medição e Sistema Elétrico
Inseridos acrônimos no Submódulo das Regras de Comercialização
Acrônimo: AUGpj
Nome: Geração Medida Líquida Média
Localização: Contabilização – ME – Medição e Sistema Elétrico Acrônimo: APDIpj
Nome: Perdas Internas Ajustadas
Localização: Contabilização – AM – Agregação Contábil de Medição Acrônimo: Gpj
Nome: Geração Final da Usina
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: GFTpj
Nome: Geração Final de Teste da Usina
Localização: Contabilização – AM – Agregação Contábil de Medição Acrônimo: XP_CLFj
Nome: Fator de Perda de Consumo
Localização: Contabilização – AM – Agregação Contábil de Medição Acrônimo: XP_CLFj
Nome: Fator de Perda de Consumo
Localização: Contabilização – AM – Agregação Contábil de Medição Acrônimo: PDI_GFpf
Nome: Perdas Internas para Abatimento das Garantias Físicas Localização: Contabilização – AM – Agregação Contábil de Medição Acrônimo: W_PATAMAR_HOURSaw
Nome: Total de Horas do Patamar da Semana
Localização: Contabilização – AM – Agregação Contábil de Medição Acrônimo: EI_0pf-1
Nome: Energia Indisponível Ajustada
Localização: Contabilização – CD – Contratos por Disponibilidade 4.2.3 Acrônimo: LOSSAFp
Nome: Alocação de Perdas na Geração Unidade: Sinalizador
Fornecedor: CCEE Descrição:
•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.
Inseridos acrônimos na tabela de Sinalizadores de Escopo.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: RES_Fp
Nome: Usina Comprometida com Contratação de Energia de Reserva Unidade: Sinalizador
Fornecedor: CCEE Descrição:
•RES_Fp = 1, Se a Usina, “p”, para o qual RCR_FpP=1, for a Usina que representa a Parcela da Geração da “Usina Real” que será destinada ao CER.
•RES_Fp = 0, Em caso contrário.
Inseridos acrônimos na tabela de Sinalizadores de Escopo.
Acrônimo: ACR_Fp
Nome: Usina Comprometida com o Ambiente de Contratação Regulada Unidade: Sinalizador
Fornecedor: CCEE Descrição:
•ACR_Fp = 1, Se a Usina, “p”, para o qual RCR_FpP=1, for a Usina que representa a Parcela da Geração da “Usina Real” que será destinada ao ACR.
•ACR_Fp = 0, Em caso contrário. Acrônimo: ACL_Fp
Nome: Usina Comprometida com o Ambiente de Contratação Livre Unidade: Sinalizador
Fornecedor: CCEE Descrição:
•ACL_Fp = 1, Se a Usina, “p”, para o qual RCR_FpP=1, for a Usina que representa a Parcela da Geração da “Usina Real” que será destinada ao ACL.
•ACL_Fp = 0, Em caso contrário. Acrônimo: GFOM_Fp
Nome: Usina Comprometida com Geração Realizada Fora da Ordem de Mérito Unidade: Sinalizador
Fornecedor: CCEE Descrição:
•GFOM_Fp = 1, Se a Usina, “p”, para o qual RCR_FpP=1, representar a Parcela da Geração da “Usina Real” referente à Geração realizada fora da Ordem de Mérito.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: REAL_Fp Nome: Usina Real Unidade: Sinalizador Fornecedor: CCEE Descrição:
•REAL_Fp = 1, Se a Usina, “p”, representar no Agregar dados de Medição a “Usina Real”. •REAL_Fp = 0, Em caso contrário.
Inseridos acrônimos na tabela de Sinalizadores de Escopo.
Acrônimo: RCR_FpP
Nome: Usinas Relacionadas Unidade: Sinalizador Fornecedor: CCEE Descrição:
•RCR_FpP = 1, Se a Usina, “p”, possuir relacionamento com alguma Usina Real, “P”. •RCR_FpP = 0, Em caso contrário. Acrônimo: BIO_Fg Nome: Biomassa Unidade: Sinalizador Fornecedor: CCEE Descrição:
•BIO_Fg = 1, Se a Usina, “p”, for uma usina térmica movida a BIOMASSA e com modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III.
•BIO_Fg = 0, Em caso contrário. Acrônimo: CCEAR_D_Fe
Nome: CCEAR por Disponibilidade de Energia Nova Unidade: Sinalizador
Fornecedor: CCEE Descrição:
•CCEAR_D_Fe = 1, Se o Contrato, “e”, for um contrato de CCEAR, na modalidade por Disponibilidade, de um Leilão de Energia Nova.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: CLV_Fe
Nome: Contratos de Compra de Energias de Usinas no mesmo Submercado e com Data de Outorga igual ou superior a da Usina com Energia Indisponível
Unidade: Sinalizador Fornecedor: CCEE Descrição:
•CLV_Fe = 1, Se o Contrato, “e”, for validado pela CCEE para lastro de energia indisponível das Usinas.
•CLV_Fe = 0, em caso contrário.
Inserido acrônimo na tabela de Sinalizadores de Escopo.
Acrônimo: UICER_FpP
Nome: Usinas Integrantes do Contrato de Energia de Reserva Unidade: Sinalizador
Fornecedor: CCEE Descrição:
• UICER_FpP = 1, Se a Usina, “p”, Integrar o mesmo Contrato de Energia de Reserva que a Usina, “P”, de modo a compensarem, mutuamente, as insuficiências de geração. • UICER_FpP = 0, em caso contrário.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
Acrônimo: UCCEAR_DISP_Fp
Nome: Usina Comprometida com Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na Modalidade Disponibilidade de Energia Elétrica
Unidade: Sinalizador Fornecedor: CCEE Descrição:
• UCCEAR_DISP_Fp = PR, Se a Usina, “p”, estiver comprometida como parte vendedora de um Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, na Modalidade Disponibilidade de Energia Elétrica, proveniente do 1º Leilão de Energia Nova;
• UCCEAR_DISP_Fp = ST, Se a Usina, “p”, estiver comprometida como parte vendedora de um Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, na Modalidade Disponibilidade de Energia Elétrica, proveniente do 2º Leilão e/ou 3º Leilão de Energia Nova;
• UCCEAR_DISP_Fp = EE, Se a Usina, “p”, estiver comprometida como parte vendedora de um Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, na Modalidade Disponibilidade de Energia Elétrica, proveniente de Leilões de Energia Existente;
• UCCEAR_DISP_Fp = PX, Se a Usina, “p”, estiver comprometida como parte vendedora de um Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, na Modalidade Disponibilidade de Energia Elétrica, que não seja proveniente do 1º, 2º e/ou 3º Leilões de Energia Nova.
Alterada a Descrição do Sinalizador de Escopo
4.4 FORMULAÇÃO ALGÉBRICA
PD.1 Determinação do Percentual e da Geração Destinada as Usinas GFOM, RES, ACR e ACL Inserida seção no Submódulo das Regras de Comercialização PD.1.1 Com relação ao Mês de Apuração, “m”, a CCEE deverá calcular o menor valor do Fator de Perda
da Geração (XP_GLF_MINm), de acordo com a seguinte fórmula:
(
j)
m m XP GLF MIN GLF XP_ _ =min _Inserida seção no Submódulo das Regras de Comercialização
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
PD.1.2 Com relação a cada Usina, “p”, a CCEE deverá determinar o Percentual de Rateio da Garantia Física (PDG _GFpm ), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte regra:
(a) Se a Usina, “p”, possuir RES _Fp =1, então:
(
) (
)
(
)
(
)
∑
(
)
∑
∑
∑
+ ∗ − + ∗ ∗ = − Leilão p L m p L m p Leilão p L m p L m p Leilão p L m p p Leilão p m p p p f L m p p L m p RES RES ACR RES RES REAL REAL REAL REAL RES REAL RES VENDIDA GF VENDIDA GF VENDIDA GF VENDIDA GF VENDIDA GF GF GF PDI LOSSAF LOSSAF MIN GLF XP VENDIDA GF GF GF PDG _ _ * _ _ _ * , _ 1 1 _ _ _ min 1 _ 1(b) Se a Usina, “p”, possuir ACR _Fp =1, então:
(
)
(
)
(
)
(
)
∑
∑
∑
∑
+ ∗ − + ∗ ∗ = − Leilão p L m p L m p Leilão p L m p L m p Leilão p L m p p Leilão p p f p p m L m p p L m p ACR ACR ACR RES ACR REAL REAL REAL REAL ACR REAL ACR VENDIDA GF VENDIDA GF VENDIDA GF VENDIDA GF VENDIDA GF GF GF PDI LOSSAF LOSSAF MIN GLF XP VENDIDA GF GF GF PDG _ _ * _ _ _ * , _ 1 1 _ _ _ min 1 _ 1(c) Se a Usina, “p”, possuir ACL _Fp =1, então:
+ − =
∑
Leilão∑
p L m p Leilão p L m p mpACL PDG GFACR PDG GFRES
GF
PDG_ max0, 1 _ _
(d) Se a Usina, “p”, possuir GFOM _Fp=1, então: 0 _ = m pGFOM GF PDG Onde:
• “L”, representa o Leilão em que a Garantia Física foi Vendida.
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
PD.1.3 Com relação a cada usina, ”p”, para o qual
BIO
_
F
p=
1
eRES
_
F
p=
1
, a CCEE deverá determinar o Sinalizador de Liberação da Parcela da Usina Comprometida com CER para o ACL (RES_ACL_Fpm) de acordo com a seguinte regra:(a) Se, “m”, NÃO estiver compreendido entre os meses do PERÍODO DE APURAÇÃO DO CER, da Usina, “p”, então: 1 _ _ ACL FpRESm = RES (b) Do contrário:
(i) Se, “m”, for o 1º mês do PERÍODO DE APURAÇÃO DO CER, então:
0 _ _ACL FpRESm= RES (ii) Do contrário: 1 _ _ _
_ACL FpRESm =LPMG RES FpRESm−
RES
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
PD.1.4 Com relação a cada usina, ”p”, para o qual
BIO
_
F
p=
1
eACR
_
F
p=
1
, a CCEE deverá determinar o Sinalizador de Liberação da Parcela da Usina Comprometida com ACR para o ACL (ACR_ACL_Fpm) de acordo com a seguinte regra:(a) Se, “m”, corresponder ao mês de janeiro, então:
0 _ _ACL FpACRm = ACR (b) Do contrário: 1 _ _ _
_ACL FpACRm = LPMG ACR FpACRm−
ACR
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
PD.1.5 Com relação a cada Usina, ”p”, para o qual
ACL
_
F
p=
1
, a CCEE deverá determinar o Percentualda Geração Disponível ao ACL (
PDG _
ACL
pm), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte fórmula:(
)
(
)
(
)
(
)
−
∗
+
−
∗
−
=
∑
∑
Leilão p p m L m p Leilão p m p L m p m p RES RES ACR ACR ACLF
ACL
RES
GF
PDG
F
ACL
ACR
GF
PDG
ACL
PDG
_
_
1
_
_
_
1
_
1
_
Onde:• “L”, representa o Leilão em que a Garantia Física foi Vendida.
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
PD.1.6 Com relação a cada Usina, ”p”, para o qual RES _Fp =1, a CCEE deverá determinar o Percentual
da Geração Destinada à RES (
pm
RES
PDG _
), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte regra:(a) Se o Mês de Apuração, “m”, estiver compreendido em um PERÍODO DE APURAÇÃO DO CER da Usina, “p”, então:
(
)
(
)
∑
∗ ∗ + = Leilão p L m p L m p m p m p L m p L m p RES RES REAL ACL RES RES VENDIDA GF VENDIDA GF CER PDG ACL PDG GF PDG RES PDG _ _ _ _ _ _ (b) Do contrário:0
_
L=
m pRESRES
PDG
Onde:• “L”, representa o Leilão em que a Garantia Física foi Vendida.
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
PD.1.7 Com relação a cada Usina, ”p”, para o qual ACR_Fp=1,a CCEE deverá determinar o Percentual da
Geração Destinada ao ACR (PDGpm), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte
fórmula:
(
)
(
)
∑
∗ ∗ + = Leilão p L m p L m p m p m p L m p L m p ACR ACR REAL ACL ACR ACR VENDIDA GF VENDIDA GF ACR PDG ACL PDG GF PDG PDG _ _ _ _ _ Onde:• “L”, representa o Leilão em que a Garantia Física foi Vendida.
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
PD.1.8 Com relação a cada Usina, “p”, para o qual GFOM _Fp =1, a CCEE deverá determinar a Geração
Final da Usina (Gpj ), e a Geração Final de Teste da Usina (GFTpj), para cada Período de Comercialização, “j”, de acordo com as seguintes fórmulas:
(
p j)
j p j p j p REAL REAL REAL GFOMG
M
MBU
GFOM
G
∗
=
_
,
1
min
0 = j pGFOM GFT Onde:• “b”, refere-se a um ponto de medição de geração localizado na barra da unidade geradora da Usina Real, “pREAL”.
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
PD.1.9 Com relação a cada Usina, “p”, para o qual REAL _Fp =1, a CCEE deverá determinar a Geração
da Usina destinada ao ACR, ACL e CER (
j pREAL
U
G _ ), para cada Período de Comercialização, “j”,
de acordo com a seguinte fórmula:
( ) (
)
(
p j p j)
j
pREAL
G
REALG
GFOMU
G
_
=
−
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
PD.1.10 Com relação a cada Usina,”p”, para o qual
BIO
_
F
p=
1
eRES
_
F
p=
1
, a CCEE deverá determinar o Déficit Global de Geração para Atendimento Integrado do CER (DEFG_CERpm) de acordo com a seguinte regra:(a) Se o Mês de Apuração, “m”, estiver compreendido em um PERÍODO DE APURAÇÃO DO CER da Usina, “p”, então: ∗ − + − =
∑
∑∑
∑∑
Ps P p safra pf m j P safra f P safra pf m p j safra f p m p RES RES RES RES RES RES F UICER G CER QA G CER QA CER DEFG _ _ , 0 max _ , 0 max _ (b) Do contrário: 0 _CERpRESm = DEFG Onde:• “P” representa a usina que integra o mesmo CER que a Usina, “p”, de modo a compensarem, mutuamente, as insuficiências de geração.
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
PD.1.11 Com relação a cada usina, “p”, para o qual BIO_Fp =1 e RES_Fp =1, a CCEE deverá determinar o Geração Global para Atendimento Integrado do CER (GG_CERpm) de acordo com a seguinte fórmula:
(a) Se o Mês de Apuração, “m”, estiver compreendido em um PERÍODO DE APURAÇÃO DO CER da Usina, “p”, então:
+
=
∑
∑
∑
Ps P p m j P L m P m j p L m p m p RES REAL RES REAL RES RESF
UICER
U
G
RES
PDG
U
G
RES
PDG
CER
GG
_
*
_
*
_
_
*
_
_
(b) Do contrário: 0 CER GG_ pRESm = Onde:• “P” representa a usina que integra o mesmo CER que a Usina, “p”, de modo a compensarem, mutuamente, as insuficiências de geração.
Inserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
PD.1.12 Com relação a cada Usina, “p”, para o qual BIO_Fp =1 e RES_Fp =1, a CCEE deverá determinar o Percentual de Destinação de Geração para o CER de Usinas a Biomassa (PDG_BIO_RESpm) e o Sinalizador para Liberação do Percentual Mínimo de Geração Destinado ao CER da Usina (LPMG_RES_Fpm), para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte regra:
(a) Se o Mês de Apuração, “m”, estiver compreendido em um PERÍODO DE APURAÇÃO DO CER da Usina, “p”, então:
(i)
m p m
pRES
DEFG
CER
RESCER
GG
Se
_
≥
_
, então:
=
m p m p L m p m p RES RES RES RESCER
GG
CER
DEFG
RES
PDG
RES
BIO
PDG
_
_
*
_
_
_
1 _ _RES FpRESm = LPMG (ii) Do contrário: L m p mpRES PDG RES RES RES BIO PDG _ _ = _ 0 _ _RES FpRESm = LPMG (b) Do contrário: L m p m
pRES
PDG
RES
RESRES
BIO
PDG
_
_
=
_
1 _ _RES FpRESm = LPMGInserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.
Sub.Mod. Seção Alteração Descrição das Alterações
PD.1.13 Com relação a cada Usina, “p”, para o qual BIO _Fp =1 e ACR_Fp =1, a CCEE deverá determinar o Percentual de Destinação de Geração para o ACR de Usinas a Biomassa (PDG_BIOpm) e o Sinalizador para Liberação do Percentual Mínimo de Geração Destinado ao ACR da Usina (LPMG_ACR_Fpm) , para cada Mês de Apuração, “m”, de acordo com a seguinte regra:
(a)
(
)
: , _ _ _ , 0 max _ *PDG G U QA CCEAR CCEAR D F G então
Se Leilão p mf m j p Leilão p Vendedor ep e ef m j p Leilão p L m
pACR REAL ACR
− ∗ ≥
∑ ∑ ∑
∑ ∑
∑
∑
(
)
(
)
− ∗ =∑
∑
∑∑∑
∑ ∑
Leilão p L m p L m p m p j Leilão p mf m j p Leilão p Vendedor ep e ef L m p ACR ACR REAL ACR ACR VENDIDA GF VENDIDA GF G G F D CCEAR CCEAR QA BIO PDG _ _ * _ _ _ , 0 max _ 1 _ _ACR FpACRm = LPMG (b) Do contrário: L m p L m pACRPDG
ACRBIO
PDG
_
=
0 _ _ACR FpACRm = LPMGInserida seção nas Regras de Comercialização, para explicitar a metodologia de rateio da geração e demais parâmetros das usinas virtuais para modelagem do comprometimento com CCEAR por Disponibilidade e Energia de Reserva.