Agentes de Geração Hidráulica. Junho/2012

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Agentes de Geração

Hidráulica

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Objetivo

 Fornecer uma visão geral das regras e procedimentos vigentes que influenciam os Agentes de Geração que possuem empreendimentos de fonte hidráulica e as principais alterações decorrentes da implantação do Novo SCL que impactam esses Agentes.

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Agenda de temas vinculados às regras de comercialização

Garantia Física Medição Contratos MCSD Excedente _Financeiro Encargos Penalidades

Consolidação Liquidação _Financeira

Energia Incentivada

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Garantia Física - Definições Gerais

 Garantia de Suprimento ou Garantia Física do Sistema

 Máxima carga que pode ser suprida a um risco pré-fixado (5%) de não atendimento da mesma (Resolução CNPE nº1, de 17/11/04)

 O valor da Garantia Física do Sistema é obtido por meio de simulações da operação (Portaria MME nº 303, de 18/11/04)

 Para as simulações energéticas a sistemas equivalentes será utilizado o modelo NEWAVE, desenvolvido pelo CEPEL, na versão para cálculo de garantia física

(Metodolgia de Cálculo de Garantia Física de Usinas Nº EPE-DEE-RE-099/2008–r0)

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Garantia Física - Definições Gerais

 Garantia Física de uma Usina

 Corresponde à fração a ela alocada da Garantia Física do Sistema

 O valor da Garantia Física de uma usina independe da sua geração real e está associada às condições no longo prazo que cada usina pode fornecer ao

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Garantia Física - Definições Gerais

 Garantia Física de uma Usina

 Em termos de comercialização, a Garantia Física constitui a quantidade de energia que a usina pode comercializar em contratos, devendo observar as Regras de Comercialização, especificamente com relação:

 Quantidade de máquinas em operação comercial

 Perdas na rede básica

 Perdas internas

 Disponibilidade da usina

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Sazonalização e Modulação de Garantia Física

J F M A M J J A S O N D _Meses MWh 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 .... .. ... 24 _Horas MWh Modulação GF:

•De forma Automática para

as usinas do MRE

•Não existe modulação para

Usinas fora do MRE

Ano MWh

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Sazonalização e Modulação de Garantia Física

 Sazonalização da Garantia Física

 Permitida para usinas com garantia física definida em regulamentação específica

 A sazonalização da garantia física de usinas em operação será realizada anualmente em dezembro

 Usinas que entraram em operação após dezembro, terão prazo de sazonalização definido pela CCEE

 A sazonalização de garantia física de usinas pertencentes a consórcios deverá ser efetuada conforme segue:

 Adesão em conformidade com a “Opção a” do PdC AG.01: o consorciado

responsável designado deverá registrar a totalidade (100%) da sazonalização de garantia física da usina

 Adesão em conformidade com a “Opção b” do PdC AG.01: cada consorciado deverá registrar a sazonalização de garantia física da usina, de forma individualizada e

proporcionalmente as suas respectivas participações no consórcio

Fonte: PdC CO.02

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Sazonalização e Modulação de Garantia Física

 Ocorrerá a sazonalização flat, por contingência, considerando o montante anual especificado em ato regulatório específico, quando o agente da CCEE não registrar os dados até o prazo estipulado

 Devem ser observados os seguintes valores:

 Montante anual (Mwmédio ou MWh), estabelecido em ato regulatório

 Limites mensais de Potência Efetiva, ou a Capacidade Total (Dado de placa em MW) atribuídos a cada usina, caso não possua valor de Potência Efetiva estabelecido em ato regulatório

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Sazonalização e Modulação de Garantia Física

Mwmed MWh 10 87.600 Mês Dias no Mês Horas Mês Limite Mensal (Horas Mês x Potência Efetiva) MWh Jan 31 744 16.368 Fev 28 672 14.784 Mar 31 744 16.368 Abr 30 720 15.840 Mai 31 744 16.368 Jun 30 720 15.840 Jul 31 744 16.368 Ago 31 744 16.368 Set 30 720 15.840 Out 31 744 16.368 Nov 30 720 15.840 Dez 31 744 16.368

Total 365 8760 Não se Aplica

15.840 16.368

Valor Mensal Sazonalizado (MWh)

Exemplo de Sazonalização de Garantia Física

2.300 2.224 87.600 Dados da Usina Garantia Física Potência Efetiva (MW) 22 8.000 7.000 5.000 4.000 2.500 4.000 4.000 16.368 11

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Sazonalização e Modulação de Garantia Física

Mwmed MWh 10 87.600 Mês Dias no Mês Horas Mês Limite Mensal (Horas Mês x Potência Efetiva) MWh Jan 31 744 16.368 Fev 28 672 14.784

Mar 31 744 16.368 Excede limite mensal

Abr 30 720 15.840 Mai 31 744 16.368 Jun 30 720 15.840 Jul 31 744 16.368 Ago 31 744 16.368 Set 30 720 15.840 Out 31 744 16.368 Nov 30 720 15.840 Dez 31 744 16.368

Total 365 8760 Não se Aplica

15.840 16.368

2.300 2.224 87.600 Dados da Usina Garantia Física Potência Efetiva (MW) 22 8.000 6.000 5.000 3.000 2.868 4.000 4.000 18.000

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Sazonalização e Modulação de Garantia Física

Mwmed MWh 10 87.600 Mês Dias no Mês Horas Mês Limite Mensal (Horas Mês x Potência Efetiva) MWh Jan 31 744 16.368 Fev 28 672 14.784 Mar 31 744 16.368 Abr 30 720 15.840 Mai 31 744 16.368 Jun 30 720 15.840 Jul 31 744 16.368 Ago 31 744 16.368 Set 30 720 15.840 Out 31 744 16.368 Nov 30 720 15.840 Dez 31 744 16.368

Total 365 8760 Não se Aplica Excede limite anual

12.000 12.000

2.000 2.000 90.000 Dados da Usina Garantia Física Potência Efetiva (MW) 22 12.000 9.000 8.000 3.000 2.000 8.000 10.000 10.000 13

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Sazonalização e Modulação de Garantia Física

 Modulação da Garantia Física para Usinas no MRE

 Consiste na conversão de valores mensais da Garantia Física em valores por período de comercialização, realizada para todas as usinas participantes do MRE

 A Garantia Física será modulada conforme a geração das usinas no MRE,

respeitando o Limite da Garantia Física da Usina em cada um dos Períodos de Comercialização

 A Garantia Física remanescente será rateada proporcionalmente entre todas as “folgas” dos períodos de comercialização

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Modulação da Garantia Física para Participantes do MRE

~ ~ ~ TASS TASS TASS

Modulação com base na curva de geração verificada das usinas participantes do MRE, no entanto, respeitando o limite individual de modulação de cada Usina.

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Garantia Física Apurada

 A Garantia Física (GF) em MWmédio é definida em ato regulatório (MME/EPE/ANEEL)

 A Garantia Física Apurada (GFIS) em MWh é calculada na CCEE e utilizada como lastro no cálculo das penalidades

 O cálculo da GFIS é separado por tipo de usina (Hidro/Termo) e por tipo de despacho da usina (I, II ou III)

 A Garantia Física é apurada por Usina e depois agregada por Gerador, fornecendo o montante de energia que o Gerador pode utilizar para lastrear seus contratos de venda (TGFIS)

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Garantia Física Apurada

 Garantia Física Apurada para Usinas Hidrelétricas (GFIS) em MWh:

 Participante do MRE: Garantia Física Apurada definida com base nas suas

respectivas Garantias Físicas sazonalizadas, moduladas e referidas ao centro de gravidade

 Não participante do MRE com GF: Garantia Física Apurada com base na

Garantia Física definida, sazonalizada, abatido o Fator de Disponibilidade, as perdas internas e proporcionalizada pela potência instalada das Unidades Geradoras em Operação Comercial, referida ao Centro de Gravidade

 Não participante do MRE sem GF: Garantia Física apurada com base na

Geração Final da Usina

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Degradação da Garantia Física

 Aplicação do FID na GFIS das Usinas Hidráulicas

TEIF TEIP utilizados no

cálculo do FID TIPO I TIPO II ou III

HIDRÁULICA NO

MRE _{(responsável pela informação)}ONS _CCEE

(responsável pela informação)

HIDRÁULICA FORA DO MRE

COM GF Não existe

Aplicação do FID na GF em

Penalidades TIPO I TIPO II TIPO III

HIDRÁULICA NO MRE

Não é aplicado

(FID aplicado apenas na GF para fins de participação do MRE)

HIDRÁULICA FORA DO MRE

COM GF Não existe

Aplicada

(FID aplicado apenas na GF para apuração do Lastro de Venda)

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Apuração dos Fatores de Disponibilidade: hidrelétricas

 Cálculo do Fator de Disponibilidade para Redução de Garantia Física para hidráulica fora do MRE, Tipos II e III:

 Realizado em agosto de cada ano, com base na razão entre o valor médio do histórico de 5 anos de medições de geração e a Garantia Física Sazonalizada (apuração a partir de janeiro de 2010, considerando-se apenas múltiplos de 12 meses)

 Este fator será considerado na determinação do lastro da usina para cobertura dos contratos de venda de energia do ano subseqüente

 Durante as contabilizações de 2010, serão considerados para todas as usinas enquadradas nessa condição Fator de Disponibilidade igual a 1

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SCDE

 Funções do SCDE:

 Automatizar a obtenção dos dados de medidores dos Agentes da CCEE

 Verificar a acuracidade dos dados obtidos através das medições

 Auditar as informações enviadas pelos Agentes

 Gerar dados faltantes para realização da contabilização através de métodos estatísticos  Há possibilidade do ajuste, pelos Agentes, desses dados estimados

 Acesso ao sistema:

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Visão Geral do SCDE

Ajuste SCDE Ajuste.txt Equações Relatórios Compara Consolidação Consistência Inspeção Lógica Dados Faltantes Mapeamento Coleta Cadastro SCL (Sistema de Contabilização e liquidação)

Mapeamento: É definido o local para instalação da medição e o código de 14 dígitos do medidor.

Cadastro : Os dados do ponto de medição são cadastrados no SCDE, permitindo a coleta de dados se a comunicação e as informações cadastradas estiverem Ok.

Coleta : Os dados de medição são

coletados diretamente do medidor (coleta ativa), ou o Agente disponibiliza os arquivos XML na pasta upload do ClientSCDE (coleta passiva) instalado na UCM.

Dados faltantes : Todos os dados de medição não coletados pelo SCDE são informados no relatório de dados faltantes.

Inspeção Lógica : Coleta de dados de medição diretamente nos medidores, para comparação com os dados coletados via UCM.

Consistência : Compara o número de série do medidor, constante de integração e o código de 14 dígitos com o cadastro (Se houver alguma inconsistência os dados coletados não são validados).

Compara : Os dados de medição coletados pela coleta passiva e ativa são comparados com a coleta de inspeção lógica.

Relatórios : Conjunto de relatórios com diversas informações, disponíveis para visualização e download.

Equações : São feitos os cálculos da energia de acordo com a modelagem do Sinercom. Consolidação : São considerados os dados de medição do medidor principal e se necessário os registros faltantes são completados com dados do medidor de retaguarda. Se ainda existirem até 3 registros de 5 minutos faltantes dentro da hora é feita pelo SCDE uma

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Coleta Automática

MEDIDOR

Uma medida a cada 5 minutos (kW*5min) O Agente disponibiliza os arquivos dados do medidor na pasta upload do ClientSCDE

SCDE

Os dados de medição são coletados diretamente do medidor

Sinercom

Patamariza os dados de medição

para que sejam aplicados os preços calculados

Equações: Os valores são integralizados para dados horários

(kWh) e são feitos cálculos de acordo com a modelagem

cadastrada no Sinercom. PASSIVA

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SCDE – Relatório Origem de Dados da Coleta com horas ajustadas

Tipo de Relatório: Origem de Dados da Coleta. Tipo de Agente: Medição | Nome: Gerador XYZ G Periodo Solicitado: 02/2012

Ponto de Medição Data Hora Tipo de Energia Ativa Geração Ativa Consumo Reativa Geração Reativa Consumo Origem da Coleta

Ativo de Geração 01 1/2/2012 1 Liquida 0 22 0 0 Hora Ajustada

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SCDE - Prazos

Cronograma de Envio - SCDE

Mês de Consumo

Mês de Contabilização

Legenda:

MS: mês seguinte às operações de compra e venda de energia du: dias úteis

Responsável CCEE Agente de _Medição CCEE

Ação na CCEE Origem de Dados da Relatório SCDE Coleta

Informar Agentes sobre Medições

Faltantes Ajuste Medição

Comunicado sobre dados estimados Relatório Provisório ME006 atualizado

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SCL - Prazos

Responsável Agente de Medição CCEE Agente de Medição CCEE

Ação na CCEE Registro Dados Medidos Informar Agente de Medições Faltantes Relatório Provisório

ME006 Ajuste Medição

Comunicado sobre dados estimados Relatório Provisório ME006 atualizado

MS MS+8du MS+9du MS+10/11du MS+12du

Cronograma de Envio - SINERCOM

Mês de Consumo

Mês de Contabilização

Legenda:

MS: mês seguinte às operações de compra e venda de energia du: dias úteis

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Modelagem - Definições

 Modelagem é a representação contábil na CCEE dos ativos físicos (usinas,

consumidores Livres/Especiais, conexões das distribuidoras com a Rede Básica, conexões entre distribuidoras), de forma que possa ocorrer a contabilização e

liquidação do mercado de curto prazo de acordo com as regras de comercialização vigentes.

 Etapas para o Processo de Modelagem na CCEE

 Parecer de Localização de Medição

 Adequação do Sistema de Medição de Faturamento – SMF

 Abertura do Processo de Modelagem na Ferramenta SOMA (Sistema on-line de Modelagem de Ativos)

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Modelagem de Usinas

 Tipo de Agente(s) Proprietário(s)

 Autoprodutor (carga deve ser modelada também)

 Produtor Independente de Energia

 Consórcio (Opção A ou Opção B)

 Comprometimento das Usinas

 ACR (Disponibilidade)

 Energia de Reserva

 ACL

 Tipo de Energia Comercializada pela Usina

 Convencional

 Incentivada/ Especial

 Modalidade de Despacho da Usina

 Tipo I

 Tipos II e III

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Modelagem

L1 G2 M1 M2 Rede Bás ic a M3 M5 100 150 50 50 Diagrama Unifilar Rede Bás ic a N2 M2 M1 L1 G2 Usina 2 C1 M5 N1 M3 Sinercom

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Instalações Compartilhadas e DITCs

 Instalações Compartilhadas são subestações, redes de transmissão ou distribuição que atendem a mais de um Agente

 DITCs são linhas de transmissão e equipamentos de subestações, em tensão inferior a 230kV, com finalidade de interligação à Rede Básica, sendo as perdas dessas instalações rateadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos Agentes envolvidos

D1 CL1 CL2 D2 G

Rede Básica

Rede Compartilhada

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Instalações Compartilhadas e DITCs

 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:

 Fluxo liquido 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

 Fluxo liquido de energia em direção a Rede Básica ou Rede de Distribuição: rateio de perdas entre

os pontos de geração dos Agentes envolvidos

 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 e serão automaticamente alocadas na medição de consumo da Distribuidora

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Instalações Compartilhadas e DITCs – Exemplo

Legenda

M1 e M2: Medidores de Entrada C1, C2, C3 e C4: Cargas

IC: Instalação Compartilhada

Ponto Medição (MWh) M1 60 M2 40 Soma entradas 100 C1 10 C2 15 C3 25 C4 30 Soma Cargas 80 Participam que Agente dos Medições das Somas Participa que Agente Medição ada Compartilh Perda Agente ada Compartilh Perda

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Instalações Compartilhadas e DITCs – Exemplo

Ponto Medição (MWh) M1 60 M2 40 Soma entradas 100 C1 10 C2 15 C3 25 C4 30 Soma Cargas 80 PERDAS 20 Cargas Perdas (MWh) Perdas IC C1 2,5 Perdas IC C2 3,75 Perdas IC C3 6,25 Perdas IC C4 7,5 TOTAL PERDAS 20

Ponto Medição Ajustada (MWh) C1 12,5 C2 18,75 C3 31,25 C4 37,5 Consumo Total Ajustado 100 Particip Agente Medições das Somas Particip Agente Medição Comp Perda CompAgente Perda Perdas Compartilhadas C1 = 20 x 10/80 = 2,5 MWh Medição Ajustada C1 = 10 + 2,5 = 12,5 MWh

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Relatório ME001 – Agente Gerador G

Nota 2 -Medição ajustada considera as perdas de Instalações Compartilhadas e DITC – Dados disponíveis no Relatório ME-018 – Medição por ativos de Instalações Compartilhadas ou Demais Instalações de Transmissão.

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Geração Medida Líquida e Geração Medida de Teste Líquida

 Esta etapa é responsável por:

 Apurar a geração de cada ponto, considerandoeventual geração e/ou consumo embutida, que está considerada na modelagem e pode influenciar na medição do ponto

 Patamarização dos dados medidos

 Patamarizar é encontrar um valor médio de medição para todas as horas de um mesmo patamar de carga. Esse procedimento não afeta seus resultados, uma vez que o valor do PLD é o mesmo para todas as horas de um patamar de carga. Já para a CCEE ocorre uma grande melhora na performance do sistema, visto que a quantidade de

processamentos na contabilização é consideravelmente reduzida.

 Considerando um mês de 31 dias, resultaria em 744 processamentos, em função do nº de horas do mês. Com a patamarização, esse número cai para 15 processamentos :

Exemplo de Patamarização dos Dados de Medição

Hora Medição Bruta (MWh) Medição Patamarizada (MWh)

1 40 38 2 30 38 3 50 38 4 28 38 5 40 38 6 52 38 7 26 38 Total 266 266 Média 38 38

Semana Patamar Horas no Patamar 1 LEVE 54 MEDIO 75 PESADO 15 2 LEVE 61 MEDIO 89 PESADO 18 3 LEVE 61 MEDIO 89 PESADO 18 4 LEVE 61 MEDIO 89 PESADO 18 5 LEVE 40 MEDIO 47 PESADO 9

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Patamares de Carga

Patamar de Cargas: Horas.Dia Patamar de Cargas: Dia

Valor Médio do Patamar Leve Valor Médio do Patamar Médio Valor Médio do Patamar Pesado 1hr-7hrs _22hrs-23hrs8hrs-18hrs 19hrs-21hrs L M P (7hrs) (14hrs) (3hrs)

Tipo 1: segunda a sábado

Durante o horário de verão, o patamar de carga pesada nos dias Tipo 1 é deslocado 1 hora para frente

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Patamares de Carga

Valor Médio do Patamar Leve Valor Médio do Patamar Médio 1hr-17hrs 23hrs-24hrs 18hrs-22hrs

Patamar de Cargas: Horas.Dia Patamar de Cargas: Dia

L M

(19hrs) (5hrs)

Tipo 2: domingos e feriados nacionais

Durante o horário de verão, o patamar de carga leve nos dias Tipo 2 é deslocado 1 hora para frente

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Determinação da Geração e Consumo de Energia

 Usinas hidrelétricas em fase de motorização:

Geração Medida Comercial Média Geração Medida de Teste Média

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Determinação da Geração e Consumo de Energia

 Procedimento adotado para usinas hidrelétricas submotorizadas em virtude do MRE:

 O direito à garantia física é proporcional à quantidade de unidades geradoras em operação comercial

 A energia de teste produzida é separada e retida pelo gerador, para venda no mercado de curto prazo ao PLD

 Se não houvesse esse tratamento especial, a realização de testes em novas unidades implicaria na doação de energia de teste ao MRE, beneficiando outras usinas

 Só será considerada energia de teste o montante que ultrapassar a garantia física da usina

 Procedimento adotado para evitar que um gerador desligue algumas de suas unidades comerciais para utilizar suas unidades em teste para produzir e receber energia do MRE

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43

Determinação da Geração e Consumo de Energia

 Usinas hidrelétricas motorizadas:

 Para as usinas hidrelétricas motorizadas não é necessário um tratamento especial, pois a Garantia Física já é integralmente aproveitada nas unidades geradoras existentes, e

novas unidades que entrem em teste não “concorrem” por Garantia Física. Portanto, essas usinas não contam com geração de teste

Geração Medida Comercial Média Geração Medida de Teste Média Geração Medida Reconciliada

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Determinação da Geração e Consumo de Energia

 Para as usinas hidrelétricas prestadoras de Compensação Síncrona (identificadas pelo acrônimo SA_Fb), determina-se o Consumo de Compensador Síncrono e o Consumo de Compensador Síncrono Ajustado

Consumo do Compensador Síncrono Ajustado Consumo do Compensador Síncrono Medição Bruta da Unidade

-1

Consumo do Compensador Síncrono Total de horas do patamar

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45

Determinação da Geração e Consumo de Energia

 Com os dados da Geração Medida Reconciliada, da Geração de Teste e do Consumo do Compensador Síncrono, são calculados:

 Geração Medida da Usina

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Determinação da Geração e Consumo de Energia

 Se a Geração Reconciliada ≥ 0:

Geração Medida

da Usina _ReconciliadaGeração

Consumo do Compensador Síncrono Ajustado

Consumo Medido

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47

Determinação da Geração e Consumo de Energia

 Se a Geração Reconciliada < 0: Geração Medida da Usina Geração Reconciliada Consumo do Compensador Síncrono Ajustado Consumo Medido da Usina max 0 ; Consumo do Compensador Síncrono Ajustado max 0 ; Geração Reconciliada -1 max Geração de Teste 0 ; -1

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Relatório ME 002 – Agente Gerador G

* Dados patamarizados Essa é a geração reconciliada das usinas A usina 10 tem consumo de compensador síncrono, ou seja prestou serviço de compensação Geração medida da usina . É a medição em operação comercial sem aplicação de perdas Consumo medido da usina

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Perdas da Rede Básica

 A transmissão de energia elétrica possui perdas elétricas de energia

 Na CCEE as perdas resultantes da transmissão de energia entre os pontos de geração e os de consumo são repartidas entre todos os Agentes de Consumo e os de Geração de Energia através da aplicação dos Fatores de Perdas (Geração e Consumo)

 Calculam-se os Fatores de Perdas a partir da diferença entre o total gerado e o total consumido

 Divide-se o resultado entre Agentes geradores e Agentes consumidores na proporção de 50% para cada categoria, apenas para os pontos participantes do rateio de perdas, na proporção dos montantes de energia que efetivamente acessam a Rede Básica

 São isentos do rateio de perdas:

 Usinas não interligadas à Rede básica (Resolução ANEEL 395 de 24 de Julho de 2002);

 Os pontos de consumo associados às usinas não interligadas à Rede básica (Resolução ANEEL 395 de 24 de Julho de 2002);

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Determinação da Geração e Consumo de Energia

850 Geração = 850

825

₈₀₀ Consumo = 800 Total de Perdas = 50 50% Subtraído da Geração 50% Somado ao Consumo MWh

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Exemplo – Cálculo das Perdas da Rede Básica do

Patamar Médio de uma Semana

GERAÇÃO TOTAL VERIFICADA 2375 [MWh] GH5 = 350 GH4 = 180 GH3 = 250 GT2 = 80 GH8 = 350 GH7 = 250 GH13 = 120 GH12 = 80 GH11 = 140 GT10 = 100 GT9 = 75 GH18 = 100 GH17 = 120 GH16 = 80 GT15 = 100 CONSUMO TOTAL VERIFICADO 2303 [MWh] D1 = 480 CL1 = 45 CL2 = 48 D2 = 400 CL3 = 60 CL4 = 70 CL5 = 65 D3 = 390 CL6 = 75 CL7 = 80 D4 = 500 CL8 = 40 CL9 = 50 GERAÇÃO TOTAL [MWh] CONSUMO TOTAL [MWh] 72 36 36

Agentes participantes do rateio de perdas D1 = 480 CL1 = 45 CL2 = 48 D2 = 400 CL3 = 60 CL4 = 70 CL5 = 65 D3 = 390 CL6 = 75 CL7 = 80 D4 = 500 CL8 = 40 CL9 = 50

GERAÇÃO VERIFICADA [MWh] CONSUMO VERIFICADO [MWh]

GH5 = 350 GH4 = 180 GH3 = 250 GT2 = 80 GH8 = 350 GH7 = 250 GH13 = 120 GH12 = 80 GH11 = 140 GT10 = 100 GT9 = 75 GH18 = 100 GH17 = 120 GH16 = 80 GT15 = 100 Isentos do rateio de

perdas _{Isentos do rateio de} perdas

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Exemplo – Cálculo das Perdas da Rede Básica do

Patamar Médio de uma Semana

GERAÇÃO TOTAL FINAL 2339 [MWh] CONSUMO TOTAL FINAL 2339 [MWh] GH5 = 344,12 GH4 = 176,98 GH3 =245,80 GT2 = 78,66 GH8 = 344,12 GH7 = 245,80 GH13 = 117,98 GH12 = 80 GH11 = 140 GT10 = 98,32 GT9 = 73,74 GH18 = 98,32 GH17 = 117,98 GH16 = 78,66 GT15 = 98,32 D1 = 488,02 CL1 = 45,75 CL2 = 48,80 D2 = 406,68 CL3 = 61,00 CL4 = 71,17 CL5 =66,09 D3 = 396,51 CL6 = 75 CL7 = 80 D4 = 508,35 CL8 = 40,67 CL9 = 50,84 GERAÇÃO FINAL [MWh] CONSUMO FINAL [MWh] 9832 , 0 Geração de Perdas de Fator 0167 , 1 Consumo de Perdas de Fator

(53)

53

Determinação da Geração e Consumo de Energia

HISTÓRICO DE PERDAS [%]

2010 2011 2012

Geração Consumo Geração Consumo Geração Consumo

Janeiro 2,47 2,58 2,36 2,47 2,69 2,75 Fevereiro 2,41 2,52 2,38 2,49 2,90 2,97 Março 2,32 2,41 2,28 2,28 2,77 2,82 Abril 2,32 2,42 2,32 2,33 Maio 2,26 2,35 2,23 2,26 Junho 2,02 2,09 2,08 2,09 Julho 1,99 2,06 2,17 2,19 Agosto 2,00 2,07 2,15 2,17 Setembro 1,95 2,02 2,18 2,22 Outubro 2,15 2,23 2,14 2,17 Novembro 2,10 2,17 2,11 2,12 Dezembro 2,09 2,17 2,25 2,27 Média no Ano 2,17 2,26 2,22 2,25 2,78 2,84

(54)

Fator de Perda da Geração Fator de Perda do Consumo

 Exemplo de cálculo utilizando apenas o patamar LEVE:

XP_GLF = 2.850.582,587 – (144.399,867/2) 2.850.582,587 XP_GLF = 0,97467187 XP_CLF = 2.726.004,340 + (144.399,867/2) 2.726.004,340 XP_CLF = 1,02648563

(55)

55

Determinação da Geração e Consumo de Energia

 Determinação da Geração e do Consumo Totais das usinas

Geração Final da Usina Fator de Perdas de Geração Geração Medida da Usina Consumo Ajustado da Usina Consumo Medido da Usina Fator de Perdas de Consumo Geração Final de Teste da Usina Fator de Perdas de Geração Geração Medida de Teste da Usina

(56)

Relatório ME 002 – Agente Gerador G

* Dados patamarizados

 Para se obter a Geração Final da Usina, que será utilizada na contabilização, é

necessário multiplicar a Geração Medida da Usina pelo fator de perdas de geração, obtido no relatório GE 001 (Patamar Leve, Semana 1)

Geração Medida X Fator de Perdas de Geração = Geração Final da Usina 16.885,09 MWh X 0,97617449 = 16.482,79 MWh

(57)

57

Relatório ME 002 – Agente Gerador G

* Dados patamarizados

 Para se obter o Consumo Medido da Usina Ajustado, que será utilizada na

contabilização, é necessário multiplicar o Consumo Medido da Usina pelo fator de perdas de consumo, obtido no relatório GE 001 (Patamar Leve, Semana 1)

Consumo Medido X Fator de Perdas de Consumo = Consumo Medido da Usina Ajustado 24,64 MWh X 1,02371934 = 25,224 MWh

(58)

(59)

59

Tipos de Contratos

 Nesse módulo será demonstrado todos os tipos de contratos existentes, oriundos de usinas com fonte hidráulica:

Contratos

Bilaterais

Contratos

Incentivados

Contratos de

Itaipu

Contratos do

PROINFA

Leilões de

Ajustes

CCEAR

(60)

Contratos - Sazonalização

 Todos esses contratos, dentro de prazos específicos, passam pelo processo de

Sazonalização e Modulação, realizadas pelo Agente, conforme estratégia comercial, ou

automaticamente pelo SCL, de acordo com as Regras de Comercialização vigentes:

 Essas informações são importantes para que a CCEE aloque corretamente as

quantidades contratadas na contabilização, visto que esta é realizada por semana,

patamar e submercado

 Sazonalização: Discretização mensal das quantidades anuais de energia de um contrato

 Modulação: Distribuição da quantidade mensal de energia de um contrato em valores

(61)

61

Sazonalização

J F M A M J J A S O N D CONTRATO Vigência: 01.01.2012 à 31.12.2027

Quantidade Contratada para 2012

J F M A M J J A S O N D CONTRATO

Vigência: 01.04.2012 à

31.12.2027

Quantidade Contratada para 2012

Meses

Meses MWh

(62)

Sazonalização Flat

J F M A M J J A S O N D

 Sazonalização Flat: Divisão do bloco anual de energia, proporcionalmente ao

número de horas de cada mês.

 Realizada automaticamente pelo sistema quando o Agente não realizar a sazonalização dentro dos prazos previstos ou quando for determinação das regras

Meses MWh

(63)

63

Modulação

 Modulação: Distribuição da quantidade mensal de energia de um contrato em valores horários

 Modulação Flat: Divisão do montante mensal de energia de um contrato pelo número de

horas do respectivo mês.

 Realizada automaticamente pelo sistema quando o Agente não realizar a modulaçção dentro dos prazos previstos

Horas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 .... ... ... 24 MWh 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 .... ... ... 24 Horas MWh

(64)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 .... ... ... 24 Horas MWh

Modulação

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 .... ... ... 24 Horas MWh

 O Agente deve ter cuidado na decisão de realizar a modulação flat, pois na

contabilização, ao comparar a quantidade contratada com a quantidade de energia consumida, pode ocorrer exposição positiva e/ou negativa no Mercado Spot:

Contrato modulado FLAT Perfil de geração

(65)

65

Resumo Sazonalização e Modulação

J F M A M J J A S O N D _Meses MWh 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 .... ... ... 24 _Horas MWh 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 .... .. ... 24 _Horas MWh

(66)

 São os contratos de compra e venda livremente negociados entre os Agentes.

 Características:

 Registro das contrapartes

 Submercados

 Vigência total

 Curto Prazo (< 6 meses)  Longo Prazo (≥ 6 meses)

 Volumes

Tipos de Contratos: Bilaterais

(67)

67

 Registro

 Bilateral Curto Prazo

 Vendedor

 Montantes mensais obrigatórios no registro (3 casas decimais)  Modulação optativa no registro

 Prazo limite: MS+9du

 Bilateral Longo Prazo

 Vendedor

 Montantes anuais obrigatórios no registro (3 casas decimais)  Sazonalização e modulação optativa no registro

 Prazo limite: MS+9du

 Edição do Contrato pelo Agente Vendedor

 Os valores mensais e horários podem ser atualizados a cada mês, desde que não estejam validados. Do co.ntrário, estes dados poderão ser alterados apenas no período de ajustes

(68)

Tipos de Contratos: Bilaterais

 Sazonalização e Modulação (Longo e Curto Prazo)

 Agente Vendedor

 Acordada entre as partes

 O sistema faz FLAT se não inserir valor:

 Sazonalização Flat de Contrato de Longo Prazo

 Modulação Flat de Contrato de Longo e Curto Prazo

Sazo_Flat = Δ Energia contratada (MWh) X Nº total de horas no mêsRef(h) Δ Nº de horas do ano (h)

Mod_Flat = Energia mensal contratada (MWh)

(69)

69

Tipos de Contratos: Bilaterais

 Validação (Longo e Curto Prazo)

 Agente Comprador

 Validação do registro: contrato novo

 Validação Mensal (sazonalização e modulação): contrato novo e já existente

 Prazo limite: MS+10du

(70)

Tipos de Contratos: Bilaterais

 Ajuste Montantes Anuais, Sazonalização e/ou Modulação  Agente Vendedor

 Prazo Limite: MS+11du

 Validação do Ajuste  Agente Comprador

 A não validação do ajuste implica na desconsideração do ajuste para fins de contabilização

 Prazo limite: MS+12du

 Finalização de Contrato

 Contratos de Longo Prazo: deve ser verificada a necessidade de realizar o ajuste do montante anual (aumento ou redução)

 A finalização deverá ser realizada pela parte vendedora e validada pela parte compradora

(71)

71

Demais Contratos

 São os contratos de compra e venda de energia incentivada/especial livremente negociados entre os Agentes.

 Da mesma forma como nos demais contratos bilaterais e dentro dos mesmos prazos vigentes, a inserção da sazonalização e modulação no SCL desses tipos de contratos são de responsabilidade dos Agentes

 Este assunto será demonstrado com mais detalhes no módulo de energia incentivada

Contratos de Energia

Incentivada/Especial

(72)

Tipos de Contratos: Itaipu

 Energia comercializada por Itaipu Binacional com as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das quotas parte da produção posta à disposição do Brasil nas Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

 Lei 5.899 de 5 de julho de 1973 ou suas sucessoras

 Decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, alterado pelo Decreto 5.287 de 26 de novembro de 2004

 Sazonalização:

 Conforme a sazonalização da Garantia Física fornecida pela ANEEL à CCEE

 Modulação:

 Patamar de Ponta – o montante contratado equivale a 98,5% da Potência Contratada da Quota Parte

 Patamares Fora de Ponta – é equivalente à Quota Parte da Garantia Física conforme a geração total das Usinas do MRE nestes Patamares

(73)

73

Tipos de Contratos: PROINFA

 O programa tem o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida por

empreendimentos com base em fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa no SIN

 Os custos do PROINFA são rateados entre todas as classes de consumidores finais atendidas pelo SIN,

proporcionalmente ao consumo verificado . Em função disso, os agentes de consumo tem direito à quotas

anuais de energia elétrica, que são representadas pela Eletrobrás na CCEE

 Sazonalização

 Deve ser feita pela Eletrobrás até 15 dias corridos antes do início do ano

 Caso não seja realizada no prazo o SCL sazonaliza Flat

 Modulação

 PCHs fora do MRE, Eólica e Biomassa: conforme a geração das usinas fora do MRE

 PCHs participantes MRE: moduladas pela curva de geração de todas as usinas do MRE

 Contrato registrado pela CCEE no submercado da carga

Contratos do PROINFA

(74)

Tipos de Contratos: Ajustes

 Contratos decorrentes dos leilões de Ajustes

 Leilão realizado no ACR para acerto de mercado das Distribuidoras

 Registro: realizado pela CCEE, no submercado do comprador

 Sazonalização: combinado entre as partes ou flat (no caso do não registro ou validação)

 Registro: único pelo Comprador para todo o ano seguinte

 Validação: única pelo Vendedor para todo o ano seguinte

 Modulação: combinado entre as partes ou flat (no caso do não registro ou validação)

 Registro: mensalmente pelo Comprador

 Validação: mensalmente pelo Vendedor

 Ajustes: não permitido

(75)

75

Tipos de Contratos

 Contratos decorrentes dos leilões realizados no ACR, definidos pelo Decreto 5.163/2004

 Por Quantidade:

 Vendedor assume o risco da operação da usina

 Vendedor assume as exposições no Mercado de Curto Prazo

 Se não gerar o montante contratado, tem que adquirir esta energia no MCP

 A sazonalização é realizada antes do início do ano de referência, em comum acordo entre as partes:

o Cronograma de Sazonalização encaminhado aos Agentes da CCEE

o Efetuada pelo Agente de Distribuição

o Validada pelo Agente Vendedor

o Se a sazonalização não for informada, será realizada pela CCEE com base no perfil de carga informado no SIMPLES (Sistema de Informação de Mercado para o Planejamento do Setor Elétrico)

 A modulação é realizada automaticamente conforme o perfil da carga remanescente

descontados todos os outros contratos registrados na CCEE em nome do Agente de Distribuição, respeitando o limite de Potência Associado do Contrato

(76)

76

Ilustração Modulação CCEAR

L M P L M P L M P

 Essa etapa da modulação se aplica somente ao CCEAR por Quantidade, pois esse contrato é o último a complementar a carga do Agente, para se evitar exposições ao PLD

 Para encontrar a Carga Parcialmente Contratada do Agente, ou seja, total de contratos que possui (Exceto CCEAR por Quantidade) para cobrir seu consumo, é necessário abater possíveis contratos de venda antigos e ainda vigentes que a Distribuidora possuir:

(77)

77

Modulação CCEAR

Modulação CCEAR por Quantidade

Consumo de Referência Carga Parcialmente Contratada

L M P L M P L M P

Consumo Total da Distribuidora

 Essa etapa tem o objetivo de, com a ‘Carga Parcialmente Contratada’, cobrir o ‘Consumo Total’ da Distribuidora. O que não for coberto é chamado de ‘Consumo de referência’, consumo este que será preenchido pela modulação do CCEAR por Quantidade.

(78)

Modulação CCEAR

 Os CCEARs serão modulados conforme o perfil do Consumo de Referência da Distribuidora. Mas para não prejudicar o vendedor, essa modulação deve respeitar a potência associada ao CCEAR, de forma que não seja alocado contrato em quantidade superior a que o vendedor consegue entregar.

 Para isso a regra calcula a energia nivelada no período,que fará o papel de limitar a modulação à potência associada do CCEAR

 Quantidade Remanescente é a quantidade modulada acima da potência máxima de cada CCEAR. A

quantidade remanescente será realocada na proporção da folga em cada período, onde a modulação não atingiu a potência máxima do CCEAR.

 Realizada as alocações da quantidade remanescente, que está acima da potência máxima, obtêm-se a energia modulada por período de comercialização, conforme ilustração a seguir:

(79)

79

Ilustração: Modulação de CCEAR por Quantidade

CCEAR A CCEAR B CCEAR C Potência Máxima associada ao CCEAR A Potência Máxima associada ao CCEAR B Potência Máxima associada ao CCEAR C L M P L M P L M P Consumo de Referência da Distribuidora X

Total de CCEARs (A, B e C) da Distribuidora X

CCEARs modulados conforme perfil de carga da Distribuidora

QUANTIDADE REMANESCENTE: Quantidade

modulada acima da potência máxima de cada CCEAR ENERGIA NIVELADA: Modulação limitada à potência máxima de cada CCEAR

Referência para alocação de Folga de CCEAR

(80)

Modulação CCEAR

L M P

Carga Parcialmente Contratada Modulação Final do CCEAR A Modulação Final do CCEAR B Modulação Final do CCEAR C Quantidade Contratada Total modulada da Distribuidora X

Consumo de Referência da Distribuidora X

 Realizada a modulação de todos os CCEARs, respeitando a potência associada a cada contrato, todos são agregados de forma a cobrir o consumo de referência da Distribuidora.

(81)

81

Modulação CCEAR

 Com a quantidade final contratada por semana/patamar, pode-se verificar a exposição do Agente ao Mercado de Curto Prazo:

L M P

 Nos patamares Leve e Médio houve sobra contratual,

resultando em um

recebimento da Distribuidora X no Spot

 No patamar de carga Pesado os contratos não foram

suficientes para cobrir o

consumo da Distribuidora X nesse patamar, resultando em um pagamento da

Distribuidora X no Spot

Consumo de Referência da Distribuidora X

Quantidade Contratada Total modulada da Distribuidora X

(82)

(83)

83

Dados atualizados até o dia anterior.

(84)

Obs: Submercado do Comprador é

considerado para contabilização

(85)

85 TGG – Relatório ME004

CG – Relatório CO002

NET_G = TGG – CG (por patamar e por semana) GWGP = NET_G x PLD (por patamar e por semana) Obs: O resultado do mercado SPOT do agente aparece na linha GWGP do Relatório CB006.

(86)

86

Contratos de Energia

 Importante destacar que, de acordo com o decreto nº 5163 de julho/2004, os Agentes Vendedores devem apresentar lastro para a venda de energia e potência para garantir

100% de seus contratos.

 Esse lastro será constituído pela garantia física proporcionada por empreendimento de

geração próprio ou de terceiros, neste caso, mediante contratos de compra de energia ou de potência.

 Se isso não for cumprido, o Agente poderá ter duas conseqüências:

 Pagamento no Mercado de Curto Prazo (apuração por patamar)

(87)

Mercado de Curto Prazo

ou SPOT

(88)

88

 Mercado de Curto Prazo (apuração por patamar)

 De forma simplificada, o mercado SPOT é resultante da comparação entre os dados de medição e contratos do Agente

Contabilização

MCP

Energia Verificada

Energia Contratada

(89)

89

Contratos Bilaterais

Mercado Spot – Gerador

 No caso de Agentes de Geração, o cálculo relacionado ao Mercado SPOT pode ser representado de forma mais detalhada pela figura a seguir:

Contabilização

Total

Contratos

de Venda

Energia Incentivada/ Especial CCEAR Ajustes CCEAR Quant. SPOT Total Contratos de Compra Energia Alocada pelo MRE Geração Total do Agente (Medição com perdas)

Energia

Verificada

(90)

90

(91)

MCSD – Mecanismo de Compensação

de Sobras e Déficits

(92)

MCSD - Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits

O Decreto 5.163 de 2004 define que os CCEARs provenientes dos leilões de

energia existente devem prever a possibilidade de redução e compensação dos montantes contratados através da aplicação do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) (Art. 29)

 As declarações de sobras e déficits são voluntárias

 O MCSD é executado somente para os Distribuidores que apresentarem declarações de sobras ou déficits

 A compensação de sobras e déficits é formalizada através de termos de cessão.

 Os valores de compensação e redução são realizados a partir do mês de execução do MCSD até o final de vigência do contrato

(93)

93

MCSD - Tipos

 MCSD Mensal

 Pode ocorrer mensalmente desde que existam declarações de sobras  Ocorre a compensação e/ou redução dos montantes contratados  Motivos para declarar sobras:

 Saída de Consumidor livre (prazo: até a declaração de compra ao MME)

 Acréscimo de Contratos anteriores à 16/03/2004

 MCSD Trocas livres

 Pode ocorrer trimestralmente, a partir de março de cada ano (trimestral – Ofício nº 316/2009-SEM/ANEEL)

 (Anterior ao Ofício nº 316/2009-SEM/ANEEL, poderia ocorrer duas vezes ao ano)

 Não há limite para declaração

 Ocorre apenas a compensação de montantes contratados  Motivo para declarar sobras: Outros desvios de mercado

 MCSD 4%

 Previsto para ocorrer uma vez ao ano

 Ocorre a compensação e/ou redução dos montantes contratados  Limite de 4% do montante originalmente contratado no CCEAR  Motivo para declarar sobras:

(94)

MCSD - Tipos

 MCSD Contratação Escalonada

 Prevê a declaração de sobras da energia contratada nos Leilões Estruturantes pela distribuidoras  Poderá ser realizado sempre que, em razão do cronograma de entrada em operação comercial das

UGs do empreendimento de geração, houver variação anual de volume de energia adquirida  Deve ocorrer antes da realização dos leilões de energia nova (A-5)

 Para esta modalidade de MCSD, não haverá declarações de déficits

 O montante declarado como sobra será utilizado para atender uma parte da demanda apresentada às distribuidoras participantes dos leilões A-5, reduzindo a necessidade de contratação de novas usinas

 MCSD EX-POST

 Objetiva otimizar a alocação da energia adquirida nos leilões de empreendimentos existentes entre as distribuidoras, de forma a minimizar o risco de penalidades por insuficiência de cobertura de consumo

 É executado em janeiro de cada ano pela CCEE, antes do cálculo da penalidade de cobertura de consumo para agentes de distribuição

(95)

96

1 A 3

SOBRAS DÉFICITS

Sazonalização da Compensação

Sazonalização 1-A Sazonalização 3-A

A Sazonalização do Doador é

preservada

(96)

Sazonalização da Redução

1 A

DOADORES

Sazonalização 1-A

(97)

99

PdC AC.04 - Apuração e Liquidação dos Valores das Cessões MCSD



No processo de Liquidação Financeira do MCSD o Agente Credor corresponde ao Agente Vendedor, e o Agente Devedor corresponde ao Agente Cessionário;



A Liquidação Financeira do MCSD é independente da Liquidação Financeira do Mercado de Curto Prazo;



A participação na Liquidação Financeira do MCSD é compulsória;



Os Agentes Devedores deverão depositar os recursos financeiros na mesma conta corrente destinada para a Liquidação Financeira do Mercado de Curto Prazo;



O recurso financeiro deverá estar disponível na conta corrente do Agente Devedor, até às 13:00h da data estabelecida para a Liquidação Financeira do MCSD, para que o Agente de Liquidação do MCSD possa calcular o rateio de inadimplência, se necessário, e efetuar os créditos no mesmo expediente bancário;

(98)

(99)

103

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)

 Definição

 O MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) é um mecanismo financeiro de compartilhamento do risco hidrológico que está associado a otimização do sistema hidrotérmico realizada através de um despacho centralizado

 Procedimento

 O MRE realoca entre suas usinas o total de energia gerada com base na

garantia física de cada usina, transferindo o excedente das usinas que geraram além de suas garantias físicas para aquelas que geraram abaixo

 Como a água é de todos e o seu uso não é decidido pelo proprietário da usina, o MRE minimiza e compartilha entre os geradores o risco de venda de energia a longo prazo

(100)

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)

 Usinas hidrelétricas com participação obrigatória no MRE (despachadas centralizadamente pelo ONS – Tipo I):

 Todas as usinas com potência líquida de saída superior a 50 MW são despachadas pelo ONS

 As usinas com potência líquida de saída entre 30 e 50 MW podem ser despachadas pelo ONS, desde que estudos específicos indiquem haver influência dessas usinas na qualidade da operação do Sistema Interligado Nacional

(101)

105

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)

 Usinas hidrelétricas com participação facultativa no MRE (não despachadas centralizadamente pelo ONS – Tipo II e III) - Resolução 409/2010

 Podem participar do MRE desde que formalizem pedido de participação junto à CCEE, devendo fornecer as seguintes informações:

 Capacidade instalada do empreendimento (em MW) e respectivo registro/resolução autorizativa/contrato de concessão

 Data de início da operação comercial e respectivo despacho de liberação para início de operação comercial

 Valor da garantia física vigente e o ato administrativo que o fixou

 Devem ter o Sistema de Medição e Faturamento instalado

 Sua opção de adesão ou de desligamento do MRE poderá ocorrer a qualquer tempo e deverá ser mantida por um período mínimo de 12 meses

consecutivos

(102)

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)

 Garantia Física

 Energia em base anual atribuída pela EPE aos geradores para contratação bilateral

 Energia Secundária

 Diferença positiva entre a energia total gerada e a garantia física total do sistema

 Fator de Ajuste da Garantia Física

 Reduz a garantia física de todas as usinas quando a geração verificada não é suficiente para atendê-las

(103)

107

MRE – Exemplo 1

 A usina 3 gerou acima de sua garantia física, enquanto as usinas 1 e 2 geraram abaixo de suas garantias físicas

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

(104)

MRE – Exemplo 1

 A usina 3 cede toda a sua produção acima da garantia física para o MRE

Garantia Física Modulada

Geração Verificada Energia cedida

(105)

109

MRE – Exemplo 1

 Essa energia é realocada para as usinas 1 e 2 até que essas atinjam suas garantias físicas. Após a realocação, a usina 3 ainda apresenta produção acima de sua

garantia física. Essa sobra é denominada energia secundária

Energia realocada

Geração Verificada Energia Secundária Energia cedida ao MRE

(106)

MRE – Exemplo 1

 A alocação de energia secundária ocorrerá na proporção das garantias físicas de cada usina.

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada Energia Secundária Energia realocada Energia realocada Energia secundária realocada

(107)

111

 Caso a geração total seja inferior ao montante de garantia física do sistema, é necessário a aplicação de um fator de ajuste sobre as Garantias Físicas

Geração Verificada

Fator de Ajuste da

Garantia Física Garantia FísicaTotal do MRE MRE do Total Geração = Garantia Física Ajustada Energia cedida ao MRE

MRE – Exemplo 2

(108)

 Essa energia é realocada para as usinas 1 e 2 assim essas atingem suas garantias físicas.

Geração Verificada Energia

realocada

(109)

113

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)

 A alocação de energia no MRE ocorre em 3 estágios:

 1º Estágio - são determinados os montantes de energia que podem ser doados

no MRE

 2º Estágio - ocorre a alocação de energia internamente aos submercados

 3º Estágio - ocorre a alocação de energia entre diferentes submercados. Esta

situação ocorre quando ainda existe déficit de energia após o 2º estágio. A alocação de energia neste estágio pode ocasionar exposição positiva ou negativa, dependendo da diferença de preços dos submercados

(110)

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)

 A alocação de energia no MRE ocorre em 3 estágios:

 1º Estágio - são determinados os montantes de energia que podem ser doados

no MRE

 2º Estágio - ocorre a alocação de energia internamente aos submercados

 3º Estágio - ocorre a alocação de energia entre diferentes submercados. Esta

situação ocorre quando ainda existe déficit de energia após o 2º estágio. A alocação de energia neste estágio pode ocasionar exposição positiva ou negativa, dependendo da diferença de preços dos submercados

(111)

115

Mecanismo de Redução de Garantia Física (MRA)

 O Mecanismo de Redução de Garantia Física (MRA) visa verificar se as usinas participantes do MRE cumpriram ou não os requisitos de disponibilidade estabelecidos

 Estes cálculos são feitos considerando os parâmetros de interrupções

programadas e forçadas verificados em relação aos parâmetros de referência

 O Fator de Disponibilidade reduzirá a garantia física de uma usina, quando a mesma apresentar os parâmetros verificados inferiores aos de referência

 A garantia física será reduzida somente para fins de MRE, não impactando na apuração da garantia física da usina para fins de penalidade de lastro de venda

(112)

Exemplos

Mecanismo de Realocação de Energia

(MRE)

Exemplos – Caso 1

Exemplos – Caso 2

Exemplos – Caso 3

Exemplos – Caso 4

(113)

117

Exemplos de Alocação de Energia do MRE – Caso 1

U1

S1

S2

Garantia Física U1 = 40 MWh

U2

Garantia Física U2 = 60 MWh

U3

Garantia Física U3 = 30 MWh Garantia Física U4 = 70 MWh

U4

(114)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE – Caso 1

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U1

20 MWh

(115)

119

Exemplos de Alocação de Energia do MRE – Caso 1

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U1

20 MWh Deficit = 20 MWh Sobra = 20 MWh Sobra = 10 MWh Deficit = 10 MWh

(116)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE – Caso 1

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U1

20 MWh 10 MWh 10 MWh

(117)

121

Exemplos de Alocação de Energia do MRE – Caso 1

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

80 MWh

U1

(118)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE – Caso 1

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh 20 MWh

80 MWh

U1

20 MWh Deficit = 10 MWh Sobra = 10 MWh

(119)

123

Exemplos de Alocação de Energia do MRE – Caso 1

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

U1

20 MWh