RESOLUÇÃO
NORMATIVA ANEEL Nº 1.110, DE 10 DE DEZEMBRO DE 2024
Aprova as Regras de
Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Sistema de Contabilização e Liquidação
– SCL, os Procedimentos de Comercialização de Energia Elétrica, bem como altera
as Resoluções Normativas nº 957, de 7 de dezembro de 2022,
nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, e nº 1.011, de 29 de março de 2022.
O
DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas
atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em
vista o disposto na Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, na Lei nº 9.427, de 26
de dezembro de 1996, na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto nº
5.163, de 30 de julho de 2004, e o que consta do processo nº
48500.005677/2022-43,
RESOLVE:
Art.
1º Aprovar as Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao
Sistema de Contabilização e Liquidação - SCL e os Procedimentos de
Comercialização de Energia Elétrica, na forma dos módulos do Anexo I.
Art.
2º Alterar o § 2º do art. 52 da Resolução Normativa nº
957, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a seguinte redação:
Ҥ
2º O prazo para oferecimento da manifestação é de cinco dias úteis, contados do
1º dia útil do recebimento do Termo de Notificação de Descumprimento de
Obrigação - TN.” (NR)
Art.
3º Alterar o § 2º do art. 60 da Resolução Normativa nº
957, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a seguinte redação:
Ҥ
2º Impossibilitados os agentes de distribuição e transmissão de realizar
qualquer suspensão do fornecimento em razão de determinação judicial ou motivo
comprovadamente justificável e alheio à vontade do agente, devem o ONS e os
agentes de distribuição informar tal fato à CCEE em até quarenta e oito horas
da constatação do impedimento, encaminhando todos os documentos e informações
atinentes.” (NR)
Art.
4º Alterar o § 9º do art. 62 da Resolução Normativa nº
957, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a seguinte redação:
Ҥ
9º Os débitos de que trata o § 8º serão apurados a partir do primeiro dia
subsequente ao prazo máximo estabelecido.” (NR)
Art.
5º Incluir o § 10 no art. 62 da Resolução Normativa nº
957, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a seguinte redação:
Ҥ
10. Para as distribuidoras supridas, que não são agentes da CCEE, a ocorrência
de cobrança bilateral pela distribuidora supridora, em caso de inadimplência,
configurará inadimplência setorial para a distribuidora suprida, sem prejuízo
das penalidades cabíveis.” (NR)
Art.
6º Alterar o caput do art. 96 na Resolução Normativa nº
1.000, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a seguinte
redação:
“Art.
96. No caso de conexão de outra distribuidora ou de unidade consumidora livre
ou especial, que não utilize o processo simplificado da CCEE previsto nos
Procedimentos de Comercialização, a distribuidora é responsável por realizar o
projeto, a montagem e o comissionamento do sistema de medição, observadas as
seguintes disposições:” (NR)
Art.
7º Incluir o parágrafo 8º no art. 96 da Resolução
Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
Ҥ
8º O disposto neste artigo não se aplica no caso da utilização do modelo
simplificado da CCEE para migração ao ACL, de que trata o art. 96-A.” (NR)
Art.
8º Incluir o art. 96-A da Resolução Normativa nº 1.000,
de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art.
96-A. No caso de migração para o ACL pelo modelo simplificado para
comercialização varejista, a distribuidora é responsável por realizar as
seguintes ações, no prazo de até 5 dias úteis contados da notificação
eletrônica feita pelo sistema da CCEE:
I
- validar o cadastro inicial realizado pelo agente varejista;
II
- prestar as informações solicitadas;
III
- avaliar a solicitação da CCEE, sendo que em caso de reprovação deve informar
o respectivo motivo.
§
1º O prazo disposto no caput se aplica a todas as solicitações realizadas pela
CCEE que dependam de validação da distribuidora no procedimento de migração
para o ACL no modelo simplificado para comercialização varejista.
§
2º Em caso de descumprimento do prazo disposto no caput a distribuidora deve
creditar ao consumidor a compensação prevista no art. 440.” (NR)
Art.
9º Alterar o parágrafo 1º do art. 166 da Resolução
Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
Ҥ
1º Ao comunicar a opção, o consumidor potencialmente livre deve informar à
distribuidora, observado o §6º:
I
- se a migração é total ou parcial;
II
- no caso de consumidor com demanda contratada maior ou igual a 500 kW:
a)
se fará adesão à CCEE; ou
b)
se será representado por agente varejista, bem como a opção pelo enquadramento
no modelo simplificado para comercialização varejista.” (NR)
Art.
10. Alterar o parágrafo 3º do art. 166 da Resolução
Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
Ҥ
3º A partir da opção pela migração disposta no caput, nos casos em que o
consumidor fará a adesão à CCEE ou não houver o enquadramento no modelo
simplificado para comercialização varejista, a distribuidora deve:” (NR)
Art.
11. Incluir o parágrafo 5º no art. 166 da Resolução
Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
Ҥ
5º No caso de enquadramento no modelo simplificado para comercialização
varejista, conforme Submódulo 1.8 dos Procedimentos de Comercialização da CCEE,
a distribuidora deve realizar as ações previstas no art. 96-A.” (NR)
Art.
12. Incluir o parágrafo 6º no art. 166 da Resolução
Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
Ҥ
6º Caso o consumidor potencialmente livre não informe o previsto no § 1º ao
formalizar a comunicação prevista no caput, os procedimentos da distribuidora
previstos nos arts. 96 e 96-A ficam suspensos até a informação ser prestada
pelo consumidor ou a distribuidora receber a informação da CCEE.” (NR)
Art.
13. Alterar o parágrafo único do art. 354 da Resolução
Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
“Parágrafo
único. A suspensão deve ser realizada nos prazos e condições estabelecidos em
regulação específica, contados a partir da notificação enviada à distribuidora,
nos termos dos Procedimentos de Comercialização, e independe de notificação
prévia da distribuidora aos consumidores.” (NR)
Art.
14. Incluir linha na tabela do Anexo IV da Resolução
Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, com a seguinte redação:
“Anexo
IV
(...)
Art.
15. Incluir o parágrafo único no art. 13 da Resolução
Normativa nº 1.011, de 29 de março de 2022, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
“Parágrafo
único. A CCEE, sempre que requerido pelo consumidor por meio de seus canais de
atendimento, deve fornecer informações sobre o andamento e ações acerca do
processo de migração, dados de medição de consumo, penalidades aplicadas ao seu
representante varejista, dentre outros.” (NR)
Art.
16. Alterar o caput e § 3º do art. 13-A da Resolução
Normativa nº 1.011, de 29 de março de 2022, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
“Art.
13-A A CCEE é a gestora dos dados de medição das unidades consumidoras com a
representação de que trata o art. 11, ficando a CCEE responsável pela recepção
dos dados de medição e atribuí-los aos respectivos agentes representantes.
...
§
3º De posse dos dados de medição e das informações a respeito da
comercialização varejista, de que trata o art. 16-A, a CCEE deve realizar a
agregação dos dados e a alocação do total de energia aos respectivos agentes
representantes.”(NR)
Art.
17. Alterar o art. 16 da Resolução Normativa nº 1.011, de
29 de março de 2022, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art.
16. Nas situações de solicitação de desligamento da CCEE para ingresso no
ambiente da comercialização varejista na condição de representado e de mudança
de agente representante, a modelagem do ativo de geração ou consumo não
envolverá transferência do histórico de comercialização vinculado ao
representado, com exceção para fins de apuração do Encargo de Energia de
Reserva, mas pode, nos termos de Procedimento de Comercialização - PdC,
implicar a manutenção do histórico técnico do ativo de medição.”(NR)
Art.
18. Alterar o inciso I do Parágrafo único do art. 16-A na Resolução
Normativa nº 1.011, de 29 de março de 2022, que passa a vigorar com a
seguinte redação:
“I
– aos representantes, referente às informações dos respectivos representados no
ACL;”(NR)
Art.
19. Incluir o art. 16-B na Resolução Normativa nº 1.011,
de 29 de março de 2022, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art.
16-B. A CCEE deve publicar relatórios periódicos de acompanhamento da
comercialização varejista, respeitados os limites estabelecidos pela legislação
geral de proteção de dados.” (NR)
Art.
20. Alterar o § 4º do art. 19 da Resolução Normativa nº
1.011, de 29 de março de 2022, que passa a vigorar com a seguinte redação:
Ҥ
4º A notificação a que alude o § 3º deve ser, nos termos estabelecidos em
Procedimento de Comercialização, encaminhada pelos correios ou por meio
eletrônico.” (NR)
Art.
21. Alterar a Cláusula Oitava do Contrato para Comercialização Varejista, Anexo
da Resolução Normativa nº 1.011, de 29 de março de 2022,
que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Cláusula
Oitava...
...
Subcláusula
Sexta – No caso de notificação enviada pelo REPRESENTANTE por motivo de
resolução contratual ou de resilição contratual, a notificação deve
adicionalmente informar o REPRESENTADO que diligencie, se for o caso, pela
continuidade de sua operação comercial antes da data de término PRETENDIDA para
a contratação, conforme definição estabelecida nos Procedimentos de
Comercialização, e que está sujeito à suspensão de fornecimento de energia
elétrica após essa data.”
Art.
22. A CCEE poderá adotar o Mecanismo Auxiliar de Cálculo – MAC para permitir a
participação de consumidores representados por comercializadores varejistas em
programa de Resposta da Demanda, de que trata a Resolução Normativa nº 1.030,
de 26 de julho de 2022.
Art.
23. Esta Resolução entra em vigor na data de publicação.
SANDOVAL
DE ARAÚJO FEITOSA NETO
ANEXO
II
Medição
Contábil
versão
2025.5.0
1.
Introdução
A
“Medição Contábil” compreende os processos de ajuste e de agrupamento dos dados
de medição em informações consolidadas por ativo tipo carga ou geração e por
agente da CCEE.
O
módulo “Medição Contábil” detalha o processo de agrupamento de dados e atribui
propriedade às informações coletadas dos pontos de medição, ao agregar essas
informações em ativos de geração ou consumo de energia.
O
objetivo do módulo “Medição Contábil” é determinar:
▪
a geração por usina, definindo a energia comercial e de teste;
▪
o consumo por parcela de carga e de usina;
▪
a geração e o consumo total por agente já ajustados, de modo a incorporar as
quantidades correspondentes de perdas da Rede Básica.
O
módulo “Medição Contábil” ainda conta com sete anexos: (I) Cálculo do Fator de
Disponibilidade, (II) Cálculo das Perdas Internas de Usinas, (III) Tratamento
da Compensação Síncrona, (IV) Cálculo do Fator de Operação Comercial e do Fator
de Suspensão, (V) Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas,
(VI) Verificação da Ultrapassagem dos Limites da Potência Injetada e (VII)
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição. Esses cálculos são
auxiliares para algumas das grandezas determinadas no módulo “Medição Contábil”
e seus dados de saída também são necessários em etapas posteriores do processo
de contabilização.
Este
módulo envolve:
Todos
os agentes com ativos de Geração ou Consumo modelados.
1.1.
Conceitos Básicos
1.1.1.
O Esquema Geral
O
módulo “Medição Contábil”, esquematizado na Figura 1, agrega e ajusta as
informações de medição, consolidando os ativos de geração e consumo para cada
agente:
Observam-se,
a seguir, as etapas do processo, que serão abordadas ao longo deste documento:
▪
Agregação de Dados de Pontos de Medição: responde pelo endereçamento, para cada
agente, das medições em termos de ativos e suas respectivas parcelas, atendendo
às características e particularidades de cada instalação.
▪
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração: calcula, em
valores percentuais, os fatores de perdas da Rede Básica associados às
quantidades sujeitas a este ajuste.
▪
Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração: estabelece os
volumes de perdas dos ativos de consumo e de geração que participam da Rede
Básica.
▪
Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração: ajusta os
montantes gerados e consumidos, de acordo com as perdas da Rede Básica
calculadas anteriormente, e consolida as informações por agente.
▪
Anexos
▪
Cálculo do Fator de Disponibilidade: identifica os fatores de disponibilidade
utilizados para ajuste da garantia física média parcial, da garantia física das
usinas hidráulicas e da garantia física das usinas não hidráulicas. Tal fator é
usado, ainda, para determinar a indisponibilidade das usinas comprometidas com
CCEAR na modalidade disponibilidade de energia.
▪
Cálculo das Perdas Internas e Perdas da Rede Compartilhada de Usinas:
estabelece os valores de perdas internas de usinas, com o objetivo de ajustar o
lastro para comercialização e dados determinados na barra desses
empreendimentos. Inclui-se neste cálculo, além das perdas internas, o consumo próprio
da usina para a manutenção de seus respectivos serviços auxiliares. Este Anexo
também estabelece o cálculo das perdas da Rede Compartilhada, que se faz
necessário quando a Garantia Física das usinas, está definida no Ponto de
Medição Individual – PMI das usinas.
▪
Tratamento da Compensação Síncrona: identifica as grandezas relacionadas à
prestação de Serviços Ancilares por compensação síncrona das usinas, passíveis
de ressarcimento pelos agentes, segundo a legislação vigente.
▪
Cálculo do Fator de Operação Comercial: apura os fatores de ajuste da garantia
física sazonalizada das usinas, em função do número de unidades geradoras em
operação comercial em cada período de comercialização.
▪
Verificação da Ultrapassagem dos Limites de Potência Injetada: Verifica a
ocorrência de ultrapassagem dos limites de potência injetada para as usinas
participantes da comercialização de energia incentivada e/ou especial, para
fins de comprovação do direito à venda de energia incentivada e/ou especial
▪
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição: apresenta uma lista de
exemplos de agregação de dados de pontos de medição.
1.1.2.
Agregação de dados de pontos de medição
O
processo de agregar os dados dos pontos de medição pode ser compreendido como a
consolidação dos valores fornecidos pelos canais C e G dos pontos de medição
referenciados à Rede Básica em informações por ativos, contabilizados como
cargas e usinas.
Tal
conceito aplica-se, por exemplo, à determinação do valor consumido por uma
planta industrial que possui diversos pontos de medição associados, ou da
geração de uma usina com mais de um ponto de medição de geração líquida.
Essa
consolidação depende da configuração elétrica e da localização dos pontos de
medição instalados, exigindo um tratamento caso a caso, refletido no sistema de
contabilização e liquidação por meio de um conjunto de expressões exclusivo por
ativo.
As
expressões correspondentes são cadastradas pela CCEE de acordo com a análise do
esquema próprio de ligação elétrica (diagrama unifilar) dos ativos ao SIN, bem
como com a análise da influência desses ativos em relação aos demais ativos
modelados.
O
resultado do processamento desses algoritmos traduz-se em informações de
medição não ajustadas (pois ainda carecem da aplicação dos fatores de perdas de
geração e consumo da Rede Básica), por ativos ou parcelas de ativos modelados
no sistema, como uma representação contábil do universo físico dos agentes.
1.1.3.
Ativos e parcelas de ativos
A
atual estrutura do Setor Elétrico Brasileiro possibilita a um gerador
comercializar a produção de uma usina segundo diversas modalidades,
direcionando-a, por exemplo, ao Ambiente de Contratação Livre (ACL), por meio
de negociações bilaterais, ou ao Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por
meio da venda em leilões.
Entretanto,
o destino dado à energia comercializada deve ser identificado em função das
diferentes regras de negócios específicas ou da legislação vigente.
Desse
modo, uma usina pode contemplar diversas parcelas em função de seus
tratamentos, identificadas pela dimensão “p”.
A
Figura 3 ilustra a modelagem de parcelas cadastradas para uma usina de forma
semelhante à estrutura de arquivos de um computador. Cada “pasta” representa
uma parcela de usina e contém as informações cadastrais e as medições
associadas; cada parcela, por sua vez, é tratada conforme legislação ou regra
de negócios específica.
De
modo análogo, as cargas modeladas também podem conter parcelas de carga para
representar uma configuração específica. As parcelas de carga são representadas
pela dimensão “c”.
Assim,
para as Regras de Comercialização, os ativos são divididos e tratados por:
▪
parcelas de cargas, identificadas nas expressões desse módulo pela dimensão “c”
ou;
▪
parcelas de usinas, identificadas pela dimensão “p”.
1.1.4.
Modelagem de Centrais Usinas Híbridas (UGH) ou Associadas
Para
as Centrais Geradoras Híbridas (UGH) ou Associadas, como se trata de mais de um
ativo que compartilha o mesmo ponto de conexão, é necessário seguir algumas
regras de modelagem para garantir a conformidade regulatória de comercialização
destes conjuntos de geração, descritas a seguir:
▪
Centrais Geradoras Associadas: trata-se de dois ativos de fontes de geração
distintas, com outorgas autorizativas separadas, que compartilham física e
contratualmente (CUST) o mesmo ponto de conexão, sendo obrigatória a medição
individualizada por fonte. Portanto, como é possível medir separadamente a
geração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder a parcelas
de usinas “p” individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação
entre ambas as parcelas “p”.
▪
Centrais Geradoras Híbridas com separação de medição: trata-se de dois ativos
de fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que
compartilham o mesmo ponto de conexão e optaram pela medição individualizada
por fonte. Portanto, como é possível medir separadamente a geração de cada
fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder a parcelas de usinas “p”
individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as
parcelas “p”.
▪
Centrais Geradoras Híbridas sem separação de medição: trata-se de dois ativos
de fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que
compartilham o mesmo ponto de conexão e não optaram pela medição
individualizada por fonte. Tal opção apenas pode ocorrer, caso as fontes em
questão não sejam despacháveis pelo ONS, conforme consta nos Procedimentos de
Rede. Portanto, como não é possível medir separadamente a geração de cada
fonte, a modelagem de ambos os ativos devem corresponder a uma única parcela de
usinas “p”.
A
figura a seguir ilustra a modelagem a ser realizada para cada arranjo de usinas
híbridas:
No
caso de UGH com separação de medição e Centrais Geradoras Associadas, como a
modelagem dos ativos será em parcelas de usinas “p” distintas, cada parcela
deverá conter o cadastro individual de cada fonte, conforme os repectivos
parâmetros descritos no(s) ato(s) de outorga.
No
caso de UGH sem separação de medição, como a modelagem dos ativos será em uma
única parcela de usina “p”, o cadastro deverá conter todas as unidades
geradoras, capacidade total e demais parâmetros de forma conjunta. Como as
fontes não despacháveis pelo ONS possuem semelhança regulatória para fins de
comercialização de energia, será facultada ao agente a escolha do cadastro da
fonte principal, dentre às fontes da UGH autorizada. Ressalta-se que, conforme
previsto na regulação, as UGH sem separação de medição não poderão participar
do MRE, o percentual do desconto na TUST será o menor entre as fontes autorizadas
e a comercialização de Energia Especial apenas será permitida se todas as
fontes forem enquadradas como Especial. Além disso, parâmetros como
disponibilidade ou perdas, assim como outros dessa natureza, se aplicável,
deverão ser cadastrados os valores mais conservadores dentre os ativos
autorizados (maior perda e menor disponibilidade).
1.1.5.
Cálculo dos Fatores de Rateio de Perdas da Rede Básica incidentes sobre o
Consumo e Geração do SIN
As
perdas elétricas associadas ao transporte da energia elétrica no SIN, por meio
da Rede Básica, provocam um desequilíbrio entre os dados de medição de produção
e de consumo total de energia coletados pelo SCDE.
Esse
efeito encontra-se ilustrado na Figura 5:
Sem
o rateio das perdas, calculadas pela diferença entre a geração e o consumo
total que circula pela Rede Básica, o volume de energia contabilizado para os geradores
seria naturalmente maior que o volume de energia associado ao consumo dos
pontos de carga. Em um mercado contabilizado por diferenças, como se apresenta
o Setor Elétrico, onde não existe produção sem o seu respectivo consumo, o
descasamento entre a geração e o consumo provocaria um déficit contábil. O
ajuste das informações de medição dos agentes que participam do rateio,
incorporando as perdas da Rede Básica, elimina esse descasamento.
De
acordo com a regulamentação vigente, essas perdas são absorvidas na proporção
de 50% para os consumidores e 50% para os geradores participantes do rateio de
perdas da Rede Básica, como ilustra a Figura 6, determinando, dessa forma, os
fatores de rateio de perdas de consumo e de geração:
1.1.6.
Geração e consumo participantes do rateio de perdas da rede básica
A
partir da energia proveniente da geração comercial de uma usina, bem como o
consumo associado aos ativos de carga, é necessário ajustar esses valores em
função do rateio de perdas da Rede Básica.
No
geral, tais ajustes são obtidos pela aplicação das perdas calculadas ao consumo
ou à geração que efetivamente participa do rateio de perdas da Rede Básica.
Destaca-se
que, para os ativos de geração, nem todas as usinas participam desse rateio. As
usinas não interligadas à Rede Básica, à exceção daquelas consideradas quando
do estabelecimento dos montantes dos Contratos Iniciais, deverão ser
desconsideradas no rateio das perdas elétricas apuradas na Rede Básica.
A
Figura 7 apresenta o fluxo do rateio de perdas da Rede Básica para usinas:
Em
contrapartida, todas as parcelas de carga participam do rateio de perdas da
Rede Básica, segundo as Regras de Comercialização vigentes, na proporção de seu
consumo suprido por energia proveniente dessa rede.
A
Figura 8 apresenta o fluxo do rateio de perdas da Rede Básica para os pontos de
consumo:
1.1.7.
Consolidação das informações ajustadas
Identificados
os volumes participantes e isentos do rateio de perdas da Rede Básica, os dados
de medição dos ativos cadastrados são ajustados em:
▪
Geração Final por usina
▪
Geração Final de Teste por usina
▪
Consumo por carga
▪
Consumo da Geração Final por usina
Concluído
o processo de ajuste dos dados de medições contábeis, ocorre a consolidação das
informações de consumo e geração de propriedade de cada agente, por período de
comercialização e submercado (N, NE, SE/CO e S).
2.
Detalhamento das Etapas da Medição Contábil
Esta
seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Medição Contábil”,
explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de
entrada/saída.
2.1.
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Objetivo:
Agrupar
os dados de medição em ativos de consumo e/ou geração e suas respectivas
parcelas.
Contexto:
A
agregação de dados de pontos de medição ajustados, segundo comandos do módulo
“Medição Física”, em ativos e parcelas, corresponde ao primeiro passo do módulo
“Medição Contábil”, conforme ilustrado na Figura 9:
2.1.1.
Detalhamento do Processo de Agregação de Dados de Pontos de Medição
A
agregação de dados consiste no tratamento dos dados de medição por ponto de
medição, provenientes do módulo “Medição Física”, em ativos e parcelas de
ativos.
Destaca-se
que a consolidação dos valores obtidos por ponto de medição em informações por
ativo depende de um tratamento particular por meio de um conjunto de expressões
específicas, conforme a configuração elétrica de cada instalação.
Em
razão das peculiaridades, não há como definir comandos padronizados que sejam
válidos para o tratamento de todas as configurações elétricas. Uma lista não
exaustiva é apresentada no ANEXO VII – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos
de Medição.
Após
o processo particular de agregação de dados de pontos de medição, as
informações são segregadas em geração, consumo e seus respectivos volumes
participantes do rateio de perdas da Rede Básica, por ativo.
2.1.2.
Dados de Entrada para Agregação de Dados de Pontos de Medição
2.1.3.
Dados de Saída do Processo de Agregação de Dados de pontos de medição
2.2.
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
Objetivo:
Definir
os Fatores de Perdas de Consumo e Geração do SIN.
Contexto:
Os
fatores de perdas de consumo e geração são utilizados para ajustar os dados de
medição antes de sua consolidação por agente. A Figura 11 situa a etapa de
apuração dos fatores de perdas da Rede Básica em relação ao módulo completo.
2.2.1.
Detalhamento do Cálculo dos Fatores de Perdas de Consumo e Geração
O
cálculo dos fatores de perdas de consumo e geração é composto pelos seguintes
processos:
▪
Cálculo das Perdas da Rede Básica
▪
Cálculo do Fator de Perdas de Geração
▪
Cálculo do Fator de Perdas de Consumo
▪
Cálculo das Perdas da Rede Básica
O
processo de cálculo das Perdas da Rede Básica é composto pelos seguintes
comandos e expressões:
1
O Total de Perdas da Rede Básica é determinado pela diferença entre o Total de
Geração e o Total de Consumo apurados da Rede Básica, para cada período de
comercialização, por meio da expressão a seguir:
1.1
O Total de Geração da Rede Básica corresponde ao total de geração do sistema,
incluindo a geração de teste:
1.2
O Total de Consumo Associado à Rede Básica corresponde ao total de consumo
apurado (incluído o consumo da geração), em cada período de comercialização
“j”:
▪
Cálculo do Fator de Perdas de Geração
O
processo de cálculo do Fator de Perdas de Geração é composto pelos seguintes
comandos e expressões:
2
O Fator de Rateio de Perdas de Geração é calculado de modo a contemplar a
metade das Perdas da Rede Básica ao gerador:
2.1
A Geração Total Participante do Rateio de Perdas abrange toda a geração sujeita
ao rateio de perdas da Rede Básica. A expressão que filtra e consolida todas
essas informações é dada por:
3
O cálculo do Fator de Rateio de Perdas Associado à Usina é realizado em função
da participação ou não dos empreendimentos no rateio de perdas da Rede Básica,
dado pelas expressões:
▪
Cálculo do Fator de Perdas de Consumo
O
processo de cálculo do Fator de Perdas de Consumo é composto pelos seguintes
comandos e expressões:
4
O Fator de Rateio de Perdas de Consumo é calculado de modo a contemplar a
metade das Perdas da Rede Básica ao consumo:
4.1
Para o cálculo do Consumo Total Participante do Rateio de Perdas, identifica-se
o total de consumo sobre o qual incidem os fatores de rateio de perdas da Rede
Básica. A expressão que filtra o consumo participante do rateio de perdas é:
2.2.2.
Dados de Entrada do Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo
2.2.3.
Dados de Saída do Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo
2.3.
Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
Objetivo:
Estabelecer
os volumes de perdas dos ativos de consumo e de geração que participam da Rede
Básica.
Contexto:
O
cálculo das perdas de consumo e geração é necessário para ajustar as
informações de medição, antes da consolidação dessas grandezas por agente da
CCEE, de acordo com a participação de cada consumo/geração na Rede Básica.
A
Figura 12 exibe a posição dessa etapa do cálculo em relação ao módulo “Medição
Contábil”:
2.3.1.
Detalhamento do Cálculo das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
O
processo de cálculo das perdas de consumo e geração é composto pelos seguintes
comandos e expressões:
5
As perdas da Rede Básica associadas aos pontos de consumo são determinadas, para
cada período de comercialização, pela aplicação do fator de rateio de perdas de
consumo na medição de consumo participante das perdas da Rede Básica, por meio
da expressão a seguir:
6
As perdas da Rede Básica, associadas às parcelas de usina, são determinadas por
período de comercialização e dadas pela medição de geração participante das
perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de rateio de perdas de geração
apurado. Assim, para as parcelas de usina não participantes do rateio de perdas
da Rede Básica, não há valor correspondente às Perdas de Geração, conforme
apresentado nas expressões a seguir:
7
As perdas da Rede Básica, associadas à geração de teste das usinas, são
determinadas por período de comercialização e dadas pela medição de geração de
teste participante do rateio de perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de
rateio de perdas de geração apurado. Assim, para usinas não participantes do
rateio de perdas da Rede Básica, não há valor correspondente às Perdas de
Geração de Teste, conforme apresentado nas expressões a seguir:
8
As perdas da Rede Básica associadas ao consumo da usina são determinadas por
período de comercialização e dadas pela medição de consumo da geração
participante do rateio de perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de
rateio de perdas de consumo apurado. Assim, para usinas não participantes do
rateio de perdas da Rede Básica, não há valor correspondente às Perdas de
Consumo da Geração, conforme apresentado nas expressões a seguir:
2.3.2.
Dados de Entrada do Cálculo das Perdas da Rede Básica de Geração e Consumo:
2.3.3.
Dados de Saída do Cálculo das Perdas da Rede Básica de Geração e Consumo
2.4.
Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
Objetivo:
Consolidar
as informações de geração e consumo por agente da CCEE, ajustando essas
medições em função das perdas da Rede Básica.
Contexto:
Uma
vez identificadas as informações de consumo, de geração comercial e de teste, e
de perdas associadas aos ativos medidos, ocorre a consolidação do total de
consumo e geração por agente. A contabilização da CCEE depende das informações
ajustadas e consolidadas para apuração das diferenças pelos volumes físicos e
contratados no centro de gravidade.
A
Figura 13 situa a etapa de consolidação das informações ajustadas de consumo e
geração em relação ao módulo completo.
2.4.1.
Detalhamento da Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
O
processo de consolidação das informações de consumo e geração é composto pelos
seguintes comandos e expressões:
▪
Apuração da Geração Final
9
A Geração Final de uma usina é dada pela medição da geração comercial apurada,
descontadas as perdas da Rede Básica associadas ao empreendimento. A expressão
que consolida a geração de uma determinada usina é:
10
A Geração Final de Teste de uma usina é dada pela medição de geração de teste
apurada, descontadas as perdas da Rede Básica associadas ao empreendimento. A
expressão que consolida a geração de teste um empreendimento de geração é dada
por:
11
O Total de Geração do Agente é determinado pela soma da geração final e a
geração final de teste de todas as usinas do agente, por submercado e período
de comercialização, conforme a expressão a seguir:
▪
Apuração do Consumo de Geração Final
12
Para uma usina que apresenta um consumo associado à geração, seu Consumo da
Geração Final da Usina é acrescido das perdas da Rede Básica associadas ao
ativo, dado pela expressão:
13
O Consumo da Geração do Agente é determinado pela soma do Consumo de Geração de
todas as usinas do agente, em um determinado submercado e período de
comercialização, conforme a seguinte expressão:
▪
Apuração do Consumo Reconciliado no Caso de Modelagem por Parcela de Carga
14
O consumo reconciliado de uma carga é determinado por período de
comercialização, por meio do ajuste das perdas da Rede Básica associadas à
carga, de acordo com a seguinte expressão:
15
Conforme definido em regulamentação específica, para os consumidores livres que
possuem cargas atendidas parcialmente pela Distribuidora Local (Distribuidora
Local: Agente de Distribuição responsável pela área de concessão ou permissão
onde estão localizadas as unidades consumidoras de responsabilidade do
Consumidor Livre), é preciso determinar o consumo cativo de cada unidade
consumidora, já que esse deve ser tratado como consumo do agente da categoria
distribuição para fins de contabilização das operações de compra e venda de
energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo.
16
A relação comercial, constituída pelo consumidor livre com a distribuidora
local para aquisição de energia elétrica de cada carga parcialmente livre, é
amparada pelo Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme definido
em regulamentação específica. 16.1 Para contratos firmados que não estão em
conformidade com a regulementação específica, serão consideradas as disposições
desses contratos durante um período de transição, até que todas as relações
contratuais envolvendo a aquisição de energia elétrica por um consumidor livre,
junto à distribuidora local, estejam em conformidade com as novas diretrizes
consagradas pelo regulador.
17
Em função do disposto acima, o consumo cativo será obtido da seguinte forma:
17.1 Para cada carga parcialmente livre, cuja distribuidora local tenha
informado que possui um CCER em conformidade com as disposições apresentadas na
em regulamentação específica, no mês de apuração “m”, o consumo cativo será
determinado por meio da energia consumida pela carga limitada na quantidade
mensal de energia regulada, informada pela distribuidora local, ajustada por um
fator que representa as perdas da Rede Básica atribuídas ao seu consumo e
modulada conforme seu perfil de consumo, conforme a seguinte expressão:
17.2
Para as demais cargas parcialmente livres, o consumo cativo será determinado
pela energia consumida pela carga limitada na quantidade modulada de energia
regulada, informada pela distribuidora local, ajustada por um fator que
representa as perdas da Rede Básica atribuídas ao seu consumo, conforme a
seguinte expressão:
17.3
Para as demais cargas livres, o consumo cativo não deve ser considerado,
conforme a seguinte expressão:
18
O consumo que está no ambiente livre da carga é determinado a partir da
diferença entre o total de consumo da carga e o montante de consumo cativo da
mesma, conforme a seguinte expressão:
19
O Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor/Gerador, que será somado às
demais cargas do distribuidor ou gerador, é determinado pela soma de todo o
consumo cativo atendido pelo agente, expresso por:
20
O Total de Consumo Cativo do Consumidor Livre, que será subtraído das cargas do
consumidor livre, é determinado pela soma do consumo das cargas cativas do
agente, expresso por:
▪
Apuração do Consumo Agregado na Modalidade de Simplificação de Medição
21
Os consumidores livres do varejo, representados por agente varejista na
modalidade de simplificação de medição, devem ser contabilizados agregados no
respectivo perfil de comercialização do agente varejista representante. Desta
forma, o consumo do perfil do agente varejista deve ser acrescido pela soma do
consumo de todas suas unidades consumidoras conectadas em todos os agentes de
distribuição, em que o agente varejista possui representados na modalidade de
simplificação de medição, conforme expressão:
22
Uma vez agregado em cada perfil escolhido pelo agente varejista, o consumo resultante
para a realização da contabilização deve ser referenciado ao centro de
gravidade, conforme a seguinte expressão:
23
Para os agentes de distribuição, é necessária a apuração da quantidade de
consumo agregado no modelo de simplificação de medição de todos os varejistas
que representam unidades consumidoras conectadas na respectiva área de
concessão, com o intuito de abater o consumo total medido da concessionária ou
permissionária, uma vez que a carga agregada é de responsabilidade do agente
varejista e não do agente de distribuição. Portanto, o consumo agregado a ser
abatido do agente de distribuição é a soma de todo o consumo agregado de
responsabilidade dos agentes varejistas, conforme expressão:
24
Como há agentes de distribuição que podem ter mais de uma carga modelada,
rateia-se o consumo agregado de responsabilidade do agente varejista a ser
abatido do agente de distribuição de maneira proporcional ao consumo de cada
carga modelada no agente de distribuição, conforme expressão:
25
De maneira análoga ao consumo assumido pelo agente varejista, o consumo
agregado a ser abatido do perfil de agente de distribuição deve ser referenciado
ao centro de gravidade, conforme expressão:
▪
Apuração do Consumo na Situação de Atraso de Suspensão
26
Os consumidores que tiveram a solicitação de suspensão de fornecimento pela
CCEE ou pelo agente varejista, porém não tenham o fornecimento suspenso pelo
agente conectado sem a devida justificativa, serão sinalizados na situação de
“atraso de suspensão”, tanto no modelo de cadastro simplificado com medição
agregada quanto no caso de modelagens por parcelas de carga. 26.1 O consumo,
após a sinalização do atraso da suspensão, deve ser identificado no respectivo
perfil de comercialização do agente varejista representante ou, no caso de
consumidores aderido diretamente à CCEE, no perfil próprio do agente onde as
cargas estão modeladas, com a finalidade serem abatidos do consumo total do
perfil do agente consumidor aderido ou do representante varejista, para
posteriormente ser assumido pelo próprio agente conectado que não realizou a
suspensão no prazo regulatório estipulado.
26.2
Tal assunção do consumo sinalizado como “atraso de suspensão” deve ser da
seguinte maneira: 26.2.1 Para consumidores aderidos diretamente à CCEE:
26.2.1.1 Caso o agente conectado seja agente de distribuição aderido à CCEE: o
consumo é assumido pelo agente de distribuição diretamente na contabilização da
CCEE, com os demonstrativos financeiros dessa assunção discriminados no módulo
“Consolidação de Resultados”
26.2.1.2
Caso o agente conectado seja permissionária de distribuição não aderida à CCEE:
o consumo é assumido pelo agente de distribuição supridor da permissionária
diretamente na contabilização da CCEE, com os demonstrativos financeiros dessa
assunção discriminados no módulo “Consolidação de Resultados”, devendo a
supridora ser ressarcida pela suprida bilateralmente.
26.2.1.3
Caso o agente conectado seja agente de transmissão: o consumo permanece com o
próprio agente consumidor na contabilização da CCEE, com os demonstrativos
financeiros dessa assunção discriminados no módulo “Consolidação de
Resultados”, devendo o consumidor ser ressarcido pela transmissora
bilateralmente. Se o agente consumidor ficar inadimplente com seus débitos
contabilizados, a CCEE deve contatar a transmissora para a cobrança dos efeitos
financeiros pelo atraso de suspensão, para cobrir os débitos do consumidor
inadimplente.
26.2.2
Para consumidores representados por agentes varejistas:
26.2.2.1
Caso o agente conectado seja agente de distribuição aderido à CCEE: o consumo é
assumido pelo agente de distribuição diretamente na contabilização da CCEE, com
os demonstrativos financeiros dessa assunção discriminados no módulo
“Consolidação de Resultados”
26.2.2.2
Caso o agente conectado seja permissionária de distribuição não aderida à CCEE:
o consumo é assumido pelo agente de distribuição supridor da permissionária
diretamente na contabilização da CCEE, com os demonstrativos financeiros dessa
assunção discriminados no módulo “Consolidação de Resultados”, devendo a
supridora ser ressarcida pela suprida bilateralmente.
26.2.2.3
Caso o agente conectado seja agente de transmissão: o consumo permanece com o
próprio agente varejista representante na contabilização da CCEE, com os
demonstrativos financeiros dessa assunção discriminados no módulo “Consolidação
de Resultados”, devendo o agente varejista ser ressarcido pela transmissora
bilateralmente.
27
Portanto, primeiramente, apura-se o consumo sinalizado como “atraso de
suspensão”, conforme expressão a seguir:
28
O consumo sinalizado como atraso de suspensão deve ser referenciado ao centro
de gravidade, conforme a seguinte expressão:
29
O Consumo Total a ser Abatido do Consumidor ou Representante Varejista pelo
Atraso de Suspensão é a soma do consumo na situação de atraso ocasionado por
todos os agentes conectados, com exceção dos agentes de transmissão, referente
ao perfil do consumidor diretamente aderido à CCEE ou do agente varejista
representante, conforme expressão:
30
O Consumo Total a ser Acrescido à Carga do Agente de Distribuição pelo Atraso
de Suspensão é a soma do consumo na situação de atraso, ocasionado pelo
respectivo agente conectado de distribuição, referente a todos os perfis de
agente consumidores diretamente aderidos à CCEE ou do agente varejista
representante. Caso o agente de distribuição não esteja aderido à CCEE, o
consumo em atraso será assumido pelo agente de distribuição supridor da
permissionária não aderida à CCEE, conforme expressão:
31
Como há agentes de distribuição que podem ter mais de uma carga modelada em
diferentes perfis, rateia-se o consumo em atraso de suspensão de
responsabilidade do agente de distribuição de maneira proporcional ao consumo
de cada carga modelada no agente de distribuição, conforme expressão:
▪
Apuração do Consumo Final
32
O Total de Consumo do Agente é determinado pela soma do consumo de todas as
cargas do agente, por submercado e período de comercialização “j”, sendo que
(I) para os consumidores livres é abatido o seu consumo cativo apurado e para
os distribuidores é somado o consumo cativo dos consumidores livres, , (II)
para os agentes varejistas é somado o consumo agregado proveniente da
modalidade de simplificação de medição e para os distribuidores é subtraído o
consumo agregado de responsabilidade do varejista e (III) para os consumidores
livres aderidos à CCEE ou representados por varejistas é abatido o consumo em
atraso de suspensão de fornecimento e para os distribuidoras é somado o consumo
em atraso de suspensão de fornecimento, de acordo com a seguinte expressão:
2.4.2.
Detalhamento do percentual prévio de atendimento consumo pelas cotas do PROINFA
Com
o intuito dos agentes consumidores e autoprodutores terem previsibilidade
quanto ao volume de cotas que fará parte de seu portifólio, será calculado e
divulgado, em data definida nos Procedimentos de Comercialização, o percentual
preliminar relativo à cobertura do consumo mensal pelo PROINFA, baseado em
dados prévios de medição, podendo apresentar pequenas variações em relação a
cota calculada na efetiva contabilização, devido à natureza dos dados
utilizados no momento de sua publicação (prévias de medição), conforme exposto
a seguir.
33
O percentual preliminar de cobertura do consumo atendido pelas cotas do PROINFA
será calculado a partir da razão entre a quantidade mensal total disponível de
energia do PROINFA e o consumo total de referência, isto é, consumo total
realizado pelos agentes abatido da respectiva geração total média de
autoprodução, estimada com base nos últimos doze meses Especificamente para os
perfis associados à agentes de distribuição, será considerado o fator publicado
pela ANEEL que relaciona o mercado faturado com o consumo contabilizado no
mesmo período, com o intuito de manter a proporcionalidade da cota com o
mercado faturado. Para os demais perfis de agente consumidor e autoprodutor,
esse fator será igual a 1:
Importante:
A
utilização dos dados de geração de autoprodução estimados com base nos últimos
doze meses é necessária, neste primeiro momento, devido ao descasamento das
informações realizadas de autoprodução e as prévias de medição. Ressalta-se
que, no momento da efetiva contabilização, o dado de geração de autoprodução já
estará consolidado e será utilizado para o cálculo da cota efetiva do
autoprodutor, que cobrirá apenas o percentual do seu consumo líquido realizado.
Para
o caso de permissionárias aderidas na CCEE e que não possuam o fator de
proporção entre mercado faturado e mercado contabilizado, publicado pela ANEEL
anualmente em Resolução Homologatória específica, será atribuída à recém
permissionária aderida o mesmo fator calculado para a respectiva concessionária
principal supridora, até que o seu respectivo fator seja definido pelo
regulador.
2.4.3.
Dados de Entrada para Consolidação de Informações Ajustadas de Geração e
Consumo
2.4.4.
Dados de Saída para Consolidação de Informações Ajustadas de Geração e Consumo
3.
Anexos
3.1.
Anexo I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
Objetivo:
Identificar
os Fatores de Disponibilidade a serem aplicados às usinas.
Contexto:
O
Fator de Disponibilidade é utilizado para:
▪
Ajustar a Garantia Física Média Parcial e definir as parcelas de energia
comercial e de teste de usinas hidráulicas;
▪
Ajustar a Garantia Física das usinas.
A
Figura 14 situa a etapa de cálculo do fator de disponibilidade em relação ao
módulo completo:
3.1.1.
Detalhamento do Processo de Determinação dos Fatores de Disponibilidade
O
cálculo do Fator de Disponibilidade é realizado apenas para as usinas que
possuem garantia física definida pelo MME e é composto pelo seguinte processo:
▪
Cálculo do Fator de Disponibilidade das Usinas para ajuste das Garantias
Físicas
Os
processos de cálculo dos Fatores de Disponibilidade das Usinas são compostos
pelos seguintes comandos e expressões:
▪
Cálculo do Fator de Disponibilidade das Usinas para ajuste das Garantias
Físicas
34
O fator de disponibilidade é calculado de acordo com o tipo de usinas conforme
as seguintes expressões:
Importante:
Ajustes
Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo do F_DISPp,m (ADDC_F_DISPp,m) da parcela de usina “p”, no mês
de Apuração “m”, poderão sobrescrever o valor calculado para o fator de
disponibilidade da usina.
▪
Cálculo do Fator de Disponibilidade Preliminar mensal
35
O Fator de Disponibilidade Preliminar mensal é calculado para as usinas
hidráulicas e para as usinas térmicas programadas com CVU, conforme as
seguintes expressões: 35.1 Para as usinas hidrelétricas, termelétricas com
custo variável unitário declarado diferentes de zero e empreendimentos de
importação de energia elétrica despachadas centralizadamente, a apuração de
disponibilidade é com base nas taxas equivalentes de indisponibilidade
programada e forçada apurada, de acordo em regulamentação específica.
35.2
Para as usinas hidráulicas não despachadas centralizadamente a legislação prevê
revisões semestrais da garantia física com base na geração verificada, de
acordo com o Art. 6º, inciso 3º e parágrafo 2º da Portaria nº 463 de 2009.
35.3
O Fator de Disponibilidade Preliminar estabelecido de acordo com a relação
entre os Índices de Disponibilidades Verificados, em cada mês de apuração, e
seus respectivos Índices de Referência de Disponibilidade, limitado a 100%:
35.4
Os Índices de Disponibilidade Verificados das usinas são calculados de acordo
com as modalidades de despacho dos empreendimentos junto ao Operador Nacional
do Sistema, da seguinte forma:
35.5
Para usina hidráulica com modalidade de despacho do tipo I ou não hidráulica
com modalidade de despacho tipo I com CVUou IIA, o Índice de Disponibilidade
Verificada é dado pela seguinte expressão:
35.6
Para usina hidráulica, com modalidade de despacho do tipo IIA, IIB, IIC ou III,
como há previsão de revisão semestral de sua Garantia Física, o Índice de
Disponibilidade Verificada é igual a 1:
35.7
Os Índices de Referência de Disponibilidade das usinas, durante o mês de
apuração, são estabelecidos da mesma forma que os Índices de Disponibilidade
Verificados, ou seja, de acordo com as modalidades de despacho, da seguinte
forma:
35.8
Para usina hidráulica participante do MRE com modalidade de despacho tipo I, ou
para usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo I com CVUou IIA, o
Índice de Referência de Disponibilidade da usina é dado pela multiplicação do
complementar aritmético das taxas de referência de interrupções forçadas e
programadas nos termos da expressão:
35.9
Para usina hidráulica, com modalidade de despacho do tipo IIA, IIB, IIC ou III,
como há previsão de revisão semestral de sua Garantia Física, o Índice de
Referência de Disponibilidade é igual a 1:
3.1.2.
Dados de Entrada do Processo de Cálculo do Fator de Disponibilidade
3.1.3.
Dados de Saída do Processo de Cálculo do Fator de Disponibilidade
3.2.
Anexo II – Cálculo das Perdas Internas e Perdas da Rede Compartilhada de Usinas
Objetivo:
Determinar
as perdas internas associadas à operação das usinas e as perdas referentes à
Rede Compartilhada para cada usina.
Contexto:
As
perdas internas são utilizadas para ajustar valores definidos na barra de saída
do gerador. Um desses valores é a Garantia Física, utilizada como lastro de
energia, para comercialização tanto no Ambiente de Contratação Livre (ACL)
quanto no Ambiente de Contratação Regulada (ACR). Como a Garantia Física é
determinada conforme uma estimativa de geração de longo prazo faz-se necessário
determinar um fator que representa a perda interna média associada à sua
natureza da operação.
Além
da Garantia Física, outros valores precisam ser ajustados conforme a perda
interna instantânea apurada, ou seja, a perda interna verificada em cada
período de comercialização.
O
cálculo das perdas da Rede Compartilhada é necessário caso a Garantia Física
das usinas, estabelecidas em ato regulatório, estejam definidas nos Pontos de
Medição Individual – PMI das usinas. Para que todas as usinas tenham o mesmo
tratamento, as usinas com Garantia Física vinculado ao PMI deverão possuir um
ajuste específico.
A
Figura 15 situa o anexo referente ao cálculo das perdas internas de usinas em
relação ao módulo completo.
3.2.1.
Detalhamento do Processo de Cálculo das Perdas Internas de Usinas
O
cálculo das perdas internas de usinas é composto pelos seguintes processos:
▪
Cálculo das Perdas Internas Instantâneas das Usinas
▪
Cálculo das Perdas Internas Médias de Usinas, com o objetivo de ajustar suas
Garantias Físicas em função das perdas elétricas encontradas
Os
processos de cálculo das perdas internas de usinas são compostos pelos
seguintes comandos e expressões:
▪
Cálculo das Perdas Internas Instantâneas das Usinas
36
A Perda Interna Medida é determinada para as usinas que tenham medidores tanto
no ponto de conexão (medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras
(medição bruta), independentemente da modalidade de despacho. Sua apuração
ocorre nos períodos de comercialização em que a usina apresente ao menos uma
unidade geradora em operação comercial e seu cálculo é obtido pela diferença
apurada entre as informações de geração bruta e a medição líquida (na conexão).
Dessa forma a Perda Interna Medida da Usina é dada pela seguinte expressão:
Importante:
A
aplicação do acrônimo F_COMERCIALp,j no MED_CGp,j, tem o intuito de se
considerar somente os valores de MED_CGp,j, das unidades geradoras que se
encontram em operação comercial. Não é necessário aplicar o acrônimo
F_COMERCIALp,j, no MED_Cp,j, pois esse acrônimo já considera valores somente
das unidades geradoras em operação comercial.
37
O Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas, utilizado para cálculo
da energia livre das perdas internas, é determinado da seguinte forma: 37.1
Para cada período de comercialização em que houve medição de geração
(MED_Gp,j>0), das usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão
(medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras (medição bruta),
independentemente da modalidade de despacho, o Fator de Abatimento das Perdas
Internas Instantâneas é determinado pela relação entre a medição bruta,
descontada das perdas internas instantâneas apuradas e a medição bruta
integral, dado pela seguinte expressão:
37.2
Para cada período de comercialização em que não houve medição de geração (MED_Gp,j
= 0), das usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão (medição
líquida) quanto na saída das unidades geradoras (medição bruta),
independentemente da modalidade de despacho e para as demais usinas que não
possuem medição bruta, o Fator DE Abatimento das Perdas Internas Instatâneas é
daterminado pelo complementar aritmético do Percentual de Consumo Interno,
informado pelo agente, dado pela seguinte expressão:
▪
Cálculo das Perdas Internas Média das Usinas
38
O Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas é
determinado, no mês de Agosto para viger durante o ano subsequente, de formas
distintas em função das características da usina. 38.1 O Fator de Ajuste da
Garantia Física para as usinas que tenham sua Garantia Física publicada
definida na conexão ou no PMI é isento da aplicação das perdas internas, já que
é considerada a geração líquida na determinação da Garantia Física. Para as
demais usinas, o Fator de Ajuste da Garantia Física difere para: (i) usinas
termelétricas programadas com CVU; (ii) usinas que tenham medidores tanto no
ponto de conexão (medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras
(medição bruta), independentemente da modalidade de despacho; e (iii) usinas
que não possuem medição bruta; conforme expressão abaixo:
Importante:
Caso
a Garantia Física da usina seja republicada e haja alteração da definição do
ponto de cálculo (na conexão ou na barra da usina), o fator de ajuste será
recalculado e aplicado a partir da data de vigência publicada em ato
regulatório.
As
Usinas que têm o cálculo de sua Garantia Física revisada e com alteração da
definição da barra do gerador para o ponto de conexão são isentas da aplicação
das perdas internas, com a utilização do F_PDI_GFp,f.=1, a partir da data de
publicação da revisão.
Na
contabilização do mês de agosto, momento onde é calculado o Fator de Ajuste da Garantia
Física em função da Média das Perdas Internas, caso a usina não apresente ao
menos uma unidade geradora em operação comercial, o F_PDI_GFp,f para essas
usinas será determinado da forma abaixo:
Usinas
enquadradas na condicional onde há necessidade do cálculo do fator
F_PDI_GF_PRE:
Demais
usinas:
38.2
Para as usinas que tenham: (i) sua Garantia Física republicada com vigência
inicial no transcorrer do mês; ou (ii) o Percentual da Perda Interna Média para
Abatimento da Garantia Física republicado com vigência inicial no transcorrer
do mês; ou (iii) o ponto de cálculo (na conexão ou na barra da usina)
redefinido com vigência inicial no transcorrer do mês, o Fator de Ajuste da
Garantia Física em função das perdas internas será recalculado ponderando para
o mês em que ocorrer tais situações. Para o restante do ano, será mantido o
valor já calculado. Para as condições (i), (ii) ou (iii) o Fator de Ajuste da
Garantia Física será determinado pela expressão seguinte:
38.3
O Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas, para as usinas térmoelétricas programadas com CVU, é determinado pelo
complementar aritmético da relação entre (a) a soma da perda interna medida dos
últimos 60 meses e (b) a soma da disponibilidade verificada das unidades
geradoras nos últimos 60 meses, conforme expressão abaixo:
Importante:
Os
períodos de comercialização a serem considerados nos somatórios de sessenta
meses da Perda Interna Medida (PDI_MEDp,j) e Disponibilidade Verificada (DVi,j)
devem apresentar ao menos uma unidade geradora em operação comercial.
Caso
não se disponha de todos os valores do histórico de 60 (sessenta) meses da
usina, contados a partir de janeiro de 2010, os mesmos serão completados com o
Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física (PPIMp,f),
informado pelo Agente.
38.4
O Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas, para as usinas que tenham medidores tanto no ponto de conexão
(medição líquida) quanto na saída das unidades geradoras (medição bruta),
independentemente da modalidade de despacho, com exceção das usinas
térmoelétricas programadas com CVU, é determinado pelo complementar aritmético
da relação entre (a) a soma da perda interna medida dos últimos 60 meses e (b)
a soma da medição bruta em operação comercial nos últimos 60 meses, conforme
expressão abaixo:
Importante:
Os
períodos de comercialização a serem considerados nos somatórios de sessenta
meses da Perda Interna Medida (PDI_MEDp,j) e Medição Bruta (MBUp,j) devem
apresentar ao menos uma unidade geradora em operação comercial.
Caso
não se disponha de todos os valores do histórico de 60 (sessenta) meses da
usina, contados a partir de janeiro de 2010, os mesmos serão completados com o
Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física (PPIMp,f),
informado pelo Agente.
38.5
Para as usinas sem medidores na saída das unidades geradoras (medição bruta),
independentemente da modalidade de despacho , o Fator de Ajuste Preliminar da
Garantia Física em função da Média das Perdas Internas é determinado com base
no percentual da perda média definido pelo agente, já que sua Garantia Física é
definida na barra de saída do gerador e não é possível calcular sua perda
interna, uma vez que essas usinas não têm a obrigação de ter a medição na saída
da unidade geradora. Desta forma o Fator de Ajuste da Garantia Física em função
da Média das Perdas Internas é determinado conforme a seguinte expressão:
3.2.2. Detalhamento do Processo
de Cálculo das Perdas da Rede Compartilhada de Usinas
O
cálculo das perdas da Rede Compartilhada tem como objetivo determinar um Fator
de Ajuste da Garantia Física em função das Perdas da Rede Compartilhada, por
período de comercialização, para usinas cuja Garantia Física publicada foi
definida no Ponto de Medição Individual – PMI.
Os
processos de cálculo das perdas de Rede Compartilhada são compostos pelos
seguintes comandos e expressões:
▪
Cálculo das Perdas da Rede Compartilhada das Usinas
39
Para usinas cuja Garantia Física publicada foi definida no Ponto de Medição
Individual – PMI, é calculado um Fator de Ajuste da Garantia Física em função
das Perdas da Rede Compartilhada. Para as usinas que não estejam gerando em um
determinado período de comercialização, ou não tenham sua Garantia Física
definida no PMI, o fator é fixado em um. Para os demais períodos de
comercialização, o Fator é determinado pela expressão seguinte:
Importante:
O
número de horas utilizado no cálculo deve ser crescente até se completar o
histórico de 12 meses. Por exemplo, se no primeiro cálculo a usina contar com
somente uma hora no histórico, deve-se utilizar somente o dado desta hora, na
segunda hora, utiliza-se somente os dados das duas horas e assim até se
completar o histórico de doze meses.
3.2.3.
Dados de Entrada do Processo de Cálculo das Perdas Internas de Usinas
3.2.4.
Dados de Saída do Processo de Cálculo das Perdas Internas de Usinas
3.3.
Anexo III – Tratamento da Compensação Síncrona
Objetivo:
Apurar
o volume de serviços ancilares de compensação síncrona prestados pelos
geradores quando colocam suas unidades geradoras em operação como compensador
síncrono para controle da tensão da rede.
Contexto:
Os
encargos por compensação síncrona foram estabelecidos por meio de
regulamentação específica. Sua apuração é necessária para determinar o
ressarcimento a ser realizado ao agente de geração pelos custos incorridos na
operação de suas unidades geradoras como compensador síncrono por solicitação
do Operador Nacional do Sistema (ONS).
A
etapa de tratamento da compensação síncrona em relação ao módulo de Medição
Contábil, representada pela Figura 16, é responsável por identificar as
medições de consumo e geração associadas à geração bruta das unidades geradoras
das usinas cadastradas na CCEE que devem receber tratamento por prestação de
serviços ancilares de compensação síncrona, desde que devidamente autorizado
pelo ONS:
3.3.1.
Detalhamento do Tratamento da Compensação Síncrona
Os
processos de cálculos referentes ao tratamento da compensação síncrona prestada
pelas usinas são compostos pelos seguintes comandos e expressões:
40
A Medição Bruta Líquida corresponde à diferença entre os volumes medidos de
geração e consumo associados aos pontos de medição de geração bruta, “i”, de
unidades geradoras de usinas, por período de coleta (5 minutos). A Medição
Bruta Líquida é a base para cálculo da compensação síncrona dada pela
expressão:
41
SCDE_Ci,z é a Informação Coletada do canal C do ponto de medição de geração
bruta “i”, por período de coleta “z”A Medição Bruta Líquida de Compensação
Síncrona é definida com base na Medição Bruta Líquida verificada associada ao
ponto de medição de geração bruta, “i”, para unidades geradoras devidamente
autorizadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) para prestação desse tipo
de serviço ancilar, conforme expressão a seguir:
42
O Consumo para Compensação Síncrona é consolidado no período de comercialização
para usinas que possuem unidades geradoras autorizadas pelo Operador Nacional
do Sistema (ONS) para prestação desse tipo de serviço ancilar, de acordo com a
expressão a seguir:
Importante:
1.
O cálculo referente ao Consumo para Compensação Síncrona integraliza os
Períodos de Coleta, de cinco em cinco minutos, em base horária, apenas dos
períodos em que houve despacho do ONS.
2.
O Consumo para Compensação Síncrona é apurado por meio da medição bruta de cada
unidade geradora que compõe a usina e que prestou serviço ancilar.
3.
O cálculo da Medição Bruta Líquida (MBU) é realizado com base nas diferenças
apuradas entre os canais G e C do ponto de medição bruta. Para o cálculo do
Consumo para Compensação Síncrona são utilizados apenas os valores líquidos de
consumo apurados, portanto, é feito um filtro (max(0;-MBU_Zi,z)) para
considerar o valor desejado.
43
A Medição Bruta de Energia Reativa (MRU) de Compensação Síncrona é definida em
MVAr.h para cada unidade geradora associada ao ponto de medição de geração
bruta, “i”, que esteja prestando serviços ancilares de compensação síncrona.
Como a unidade geradora que está prestando o serviço ancilar de compensação
síncrona pode operar fornecendo ou absorvendo reativos, ambos são considerados
no ressarcimento a ser feito ao agente que prestou este serviço. Desta forma, a
Medição Bruta Reativa de Compensação Síncrona é dada pela seguinte expressão:
44
A Medição de Energia Reativa (MER) Associada à Compensação Síncrona é
consolidada por período de comercialização para usinas autorizadas pelo
Operador Nacional do Sistema (ONS) para prestação desse tipo de serviço. A
informação é obtida por unidade geradora, associada ao ponto de medição de
geração bruta, “i”, e agrupada por usina, de acordo com a expressão a seguir:
3.3.2.
Dados de Entrada do Tratamento da Compensação Síncrona
3.3.3.
Dados de Saída do Tratamento da Compensação Síncrona
3.4.
Anexo IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial e do Fator de Suspensão da
Usina
Objetivo:
Apurar
o fator de proporcionalidade de unidades geradoras em operação comercial e o
fator de proporcionalidade de unidades suspensas da usina.
Contexto:
Para
se calcular a garantia física média, a geração história verificada e a garantia
física apurada de uma usina, é necessário saber se a usina, se for hidráulica,
está motorizada ou submotorizada, para então encontrar o percentual da usina
que se encontra em operação comercial, bem como o percentual que reflete
eventual suspensão de unidades geradoras da usina.
A
Figura 18 apresenta a etapa de cálculo do Fator de Operação Comercial e do
Fator de Suspensão da Usina no contexto do Módulo de Regras “Medição Contábil”.
Esta etapa é responsável por identificar a proporção da usina que se encontra
em operação comercial e a eventual proporção da usina que está suspensa.
3.4.1.
Determinação da fase de motorização da usina
45
A sinalização de fase de motorização de usina hidráulica é determinada de
acordo com os seguintes comandos: 45.1 Se, no período de comercialização do mês
de apuração, o número de unidades geradoras em operação comercial de uma usina
é superior ou igual ao número mínimo, definido pela ANEEL, de unidades
geradoras necessárias para atender sua garantia física total (ou o número de
unidades base), a usina é considerada motorizada. Ou seja:
45.2
Caso no período de comercialização do mês de apuração a usina não possua o
número mínimo de unidades geradoras em operação comercial, definido pela ANEEL,
como a quantidade mínima de unidades geradoras necessárias para atender sua
garantia física total, a usina é considerada em fase de motorização ou
“submotorizada”. Dessa forma:
Importante:
A
motorização de uma usina é um processo que ocorre durante a fase de instalação
inicial do empreendimento. Após a usina estar motorizada, o retorno à
submotorização não ocorrerá de forma automática (MOT_Fp,j=1).
3.4.2.
Cálculo do Fator de Operação Comercial e do Fator de Suspensão da Usina
O
fator de operação comercial associado à garantia física é o indicador da
capacidade da usina que se encontra em operação comercial, sendo utilizado para
a determinação da garantia física apurada. Em eventuais situações nas quais
existam unidades geradoras em teste ou suspensas, o fator irá efetuar o ajuste
da garantia física da usina.
Antes
de entrar em operação comercial, as unidades geradoras de uma usina passam por
um período de testes no qual a energia produzida é liquidada no Mercado de
Curto Prazo (MCP).
Ao
término desse período, a geração comercial, como é chamada a energia gerada
pelas unidades em operação comercial, pode ser comercializada no âmbito da CCEE
e é considerada para atender aos contratos de venda ou às cargas do agente na
CCEE.
Em
função da produção total de uma usina e de suas características sistêmicas, o
volume da geração comercial é utilizado para o atendimento das obrigações
comerciais, e o volume da geração de teste é obrigatoriamente liquidada no MCP.
Importante:
A
data de entrada em operação comercial da usina será a data de entrada em
operação comercial da primeira unidade geradora.
Fator
de Operação Comercial
Os
fatores de operação comercial são os indicadores da capacidade da usina que se
encontra em operação comercial, sendo utilizado para apuração de obrigação de
entrega no MCP e seu respectivo pagamento na Receita de Venda.
Os
cálculos referentes ao Fator de Operação Comercial são compostos pelos
seguintes comandos e expressões:
46
Para as usinas hidráulicas em fase de motorização o cálculo do Fator de
Operação Comercial é determinado pelos seguintes comandos: 46.1 Para usinas
cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes
à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Operação Comercial é
obtido pela relação entre: (a) Garantia Física de Motorização das unidades
geradoras em operação comercial e (b) Garantia Física da usina:
46.2
Para as usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha
informações referentes à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de
Operação Comercial é obtido pela relação entre: (a) a capacidade das unidades
geradoras em operação comercial da usina e (b) a sua capacidade total, conforme
a seguinte expressão:
47
Para as usinas hidráulicas motorizadas o cálculo do Fator de Operação Comercial
é determinado pelos seguintes comandos:
48
Para as usinas não hidráulicas, o cálculo do Fator de Operação Comercial é
determinado pela aplicação da relação entre: (a) a capacidade das unidades
geradoras em operação comercial da usina e (b) a sua capacidade total, conforme
a seguinte expressão:
Fator
de Suspensão
O
Fator de Suspensão da usina é o indicador da garantia física ou capacidade da
usina que se encontra suspensa por comando do regulador. Em situações nas quais
existam unidades geradoras em suspensão, o fator irá efetuar o ajuste da
garantia física da usina em fase de motorização. O fator de suspensão é apurado
conforme as seguintes expressões:
49
Para as usinas hidráulicas em fase de motorização o cálculo do Fator de
Suspensão da usina é determinado pelos seguintes comandos:
49.1
Para usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha
informações referentes à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de
Suspensão da usina é obtido pela relação entre: (a) Garantia Física de
Motorização das unidades geradoras suspensas e (b) Garantia Física das unidades
geradoras em operação comercial mais a garantia física das unidades suspensas:
Importante:
O
acrônimo GFIS_MOT_UGp,i (numerador), é obtido pela diferença entre a Garantia
Física de Motorização da usina considerando as unidades geradoras em operação
comercial mais as suspensas e a Garantia Física de Motorização considerando
somente as unidades geradoras em operação comercial, vide expressão abaixo:
Já
no denominador, deve se considerar a Garantia Física de Motorização da usina
considerando as unidades geradoras em operação comercial mais as suspensas.
49.2
Para as usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha
informações referentes à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de
Suspensão da usina é obtido pela relação entre: (a) a capacidade das unidades
geradoras suspensas da usina e (b) a sua capacidade total associada a garantia
física, conforme a seguinte expressão:
50
Para as usinas hidráulicas motorizadas o cálculo do Fator de Suspensão da usina
é determinado pelos seguintes comandos:
51
Para as usinas não hidráulicas o cálculo do Fator de Suspensão da usina é
determinado pela aplicação da relação entre: (a) a capacidade das unidades
geradoras suspensas da usina e (b) a sua capacidade total associada a garantia
física, conforme a seguinte expressão:
3.4.3.
Dados de Entrada do Cálculo do Fator de Operação Comercial
3.4.4.
Dados de Saída do Cálculo do Fator de Operação Comercial
3.5.
Anexo V - Verificação da Ultrapassagem dos Limites da Potência Injetada
Objetivo:
Verificar
a ocorrência de ultrapassagem dos limites de potência injetada, estabelecidos
na legislação, pelas usinas participantes da comercialização de energia
incentivada e/ou especial.
Contexto:
O
Artigo 26 da Lei nº 9.427/1996 estabelece os mecanismos para o desenvolvimento
e a viabilização das fontes solar, eólica, biomassa, cogeração qualificada e
pequenas hidráulicas, através da criação de reserva de mercado para venda de
energia e de descontos nas Tarifas de Uso dos Sistemas de
Transmissão/Distribuição, que incidem tanto nas tarifas de uso das próprias usinas
quanto nas tarifas de uso dos consumidores que compraram a energia proveniente
de tais fontes.
Os
mecanismos para desenvolvimento e a viabilização dessas fontes são válidos,
desde que as usinas não ultrapassem determinado porte. Esse limite de tamanho é
determinado pela potência injetada das usinas nas redes de transmissão ou de
distribuição.
A
reserva de mercado é destinada aos empreendimentos tratados no art. 26 da Lei nº
9.427, 1996 , e se caracteriza pela obrigação dos consumidores que atendam aos
limites dispostos nessa Lei e atuam no Ambiente de Contratação Livre comprarem
energia exclusivamente dessas usinas. Esses consumidores são denominados
“Consumidores Especiais”. Consequentemente, o tipo de energia que essas usinas
vendem para lastrear esses consumidores é denominado “Energia Especial”. Caso a
usina ultrapasse a potência injetada, conforme será relatado nos tópicos a
seguir, o lastro disponível para venda dessas usinas deixará de ser “Especial”
e passará a ser “Não Especial”. Nesse caso, se existir venda para Consumidor
Especial, as usinas estão sujeitas à Penalidade por Insuficiência de Lastro,
sendo necessária a recomposição do lastro de Energia Especial.
O
desconto na Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição é atribuído
às usinas de fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, que
resultem de leilão de compra de energia realizado a partir de 1º de janeiro de
2016 ou que venham a ser autorizadas a partir dessa data, desde que a potência
injetada por essas usinas nas redes de transmissão ou de distribuição não
ultrapasse 300 MW, e atribuída às usinas de fonte solar, eólica e cogeração
qualificada, que foram autorizadas anteriormente a 1º de janeiro de 2016, desde
que a potência injetada por essas usinas nas redes de transmissão ou de
distribuição não ultrapasse 30 MW, e ainda atribuída às usinas de fonte
hidráulicas, independentemente da data de autorização, ou de fonte biomassa,
que foram autorizadas anteriormente a 1º de janeiro de 2016, desde que a
potência injetada por essas usinas nas redes de transmissão ou de distribuição
não ultrapasse 50 MW. As usinas que se enquadram nessas situações são
denominadas “Incentivadas” e possuem desconto na Tarifa de Uso dos Sistemas de
Transmissão/Distribuição, que incidem tanto nas tarifas de uso das próprias
usinas quanto nas tarifas de uso dos consumidores que compraram a energia
proveniente dessas usinas, denominada “Energia Incentivada”. Caso a usina
ultrapasse a potência injetada, conforme será relatado nos tópicos a seguir, o
desconto que incide na tarifa de uso das próprias usinas será zerado e a usina
também deixa de repassar o desconto para seus compradores. Nesse caso, a usina
deixa de possuir o direito de venda de “Energia Incentivada” e passa a ter
“Energia Convencional”.
Logo,
dependendo da fonte, da potência injetada, da data de autorização ou da data de
realização do leilão que viabilizou as usinas, essas podem ser enquadradas nos
seguintes tipos de energia: Incentivada Especial, Convencional Especial,
Incentivada Não Especial e Convencional Não Especial. As diferenças entre os
tipos de energia, bem como as possibilidades de enquadramento de cada usina,
estão resumidas nas tabelas a seguir:
Portanto,
nesta etapa da Regra de Comercialização, será tratada a verificação da potência
injetada das usinas nos sistemas de transmissão e distribuição, para fins de
comprovação do direito à venda de energia especial e/ou incentivada,
enquadrando-as nos tipos de energia descritos acima.
A
classificação “integral” e “parcial” do tipo de energia “Incentivada Especial”
deve-se a limitação imposta pela Lei nº 13.299/2016. Maiores detalhes sobre
essa classificação será explicitada no módulo do “Cálculo do Desconto Aplicado
a TUSD/TUST”.
Assim,
pode-se citar como exemplo, uma usina de fonte eólica autorizada como uma fonte
“Incentivada Especial” antes de 1º de janeiro de 2016. Caso a usina ultrapasse
o limite de 30 MW de potência injetada em um determinado mês, mas não
ultrapasse 50 MW, há a perda do incentivo (desconto na TUSD/TUST), tornando-se
uma fonte de energia “Convencional Especial” neste mês. Em caso de haver
reincidência de 30 MW nos próximos 12 meses, além da perda do incentivo do
próprio mês em que ocorreu a reincidência, a usina se tornará “Convencional
Especial” por 12 meses a partir do mês subsequente ao mês em que ocorreu a
reincidência, a título de penalidade. Tal penalização corresponde ao efeito do
cancelamento da modelagem, prevista em regulamentação específica. A figura a
seguir, ilustra o exemplo citado:
Continuando
o exemplo anterior, caso a usina ultrapasse o limite de 50 MW de potência
injetada em um determinado mês, há a perda da reserva de mercado, tornando-se
uma fonte de energia “Convencional Não Especial”. No entanto, esse novo tipo de
energia será atribuído à usina apenas no momento do cumprimento do efeito da
nova modelagem por 12 meses em caso de haver reincidência. Essa tratativa
deve-se ao fato da Penalidade por Insuficiência de Lastro ser custosa e, caso a
mudança do tipo de energia ocorresse no próprio mês de ultrapassagem, o agente
não iria possuir tempo para tomar ações para recompor o lastro especial
faltante ou cancelar eventuais vendas para o Consumidor Especial. A figura a
seguir, ilustra o exemplo citado:
Embora
não explicitadas, as demais fontes seguem o mesmo raciocínio do exemplo citado,
porém com os limites de potência aplicáveis para cada caso, conforme relatado
na tabela anterior.
Como
a ultrapassagem dos limites da potência injetada alteram o tipo de energia da
usina, aplicando o efeito de uma nova modelagem, mas sem de fato desmodelar a
usina, é necessário que a modelagem original da usina seja no perfil de agente
que possua o tipo de energia que corresponda a faixa de potência injetada que a
usina atuará. Logo, para definir o tipo de energia da usina e sua respectiva
modelagem, a contratação do Montante de Uso do Sistema de Distribuição ou
Transmissão (MUSD/MUST) definirá qual a faixa de potência injetada que a usina
se enquadra para fins de modelagem. Ressalta-se que o tipo de energia da venda
do agente é caracterizado pelo tipo de energia do perfil de agente vendedor.
Portanto, se o tipo de energia da usina é modificado pela ultrapassagem dos
limites da potência injetada, a venda desta energia deverá ser realizada pelo
perfil do agente que corresponda a esse novo tipo de energia.
Para
exemplificar a situação descrita, suponha uma usina de fonte biomassa
autorizada após 1º de janeiro de 2016, com direito ao desconto de 50% a ser
aplicado na tarifa de uso, conforme autorizado pela Aneel. Em períodos de
safra, essa usina atuará na faixa de 250 MW de potência injetada e, portanto,
há um MUSD ou MUST contratado correspondente a tal potência. Nessa faixa,
conforme mencionado, a usina possui o tipo de energia “Incentivada Não
Especial”. Logo, esta usina deve ser modelada no perfil de agente de
“Incentivada Não Especial 50%”. A figura abaixo ilustra esta situação:
Neste
exemplo, se a usina ultrapassar o limite de potência injetada de 300 MW, o tipo
de energia tornar-se-á “Convencional Não Especial”. Logo, recomenda-se que a
venda dessa energia seja através do perfil de agente “Convencional Não
Especial”, com a finalidade de evitar eventuais distorções no cálculo do
percentual de desconto no perfil de agente onde a usina está modelada
originalmente, conforme estabelecido no módulo das Regras de Comercialização
“Desconto Aplicado à TUSD/TUST”.
No
caso de Centrais Geradoras Híbridas (UGH), como há apenas um Montante de Uso do
Sistema de Transmissão (MUST) para o conjunto de ativos, para definir a faixa
de potência injetada que cada ativo hibridizado se enquadra para fins de
modelagem e, portanto, definir o respectivo tipo de energia, deverá ser
considerada a potência instalada de cada fonte. Independentemente do cadastro
do tipo de energia, o valor a ser cadastrado do MUST deve ser o mesmo para cada
parcela de usina da UGH (caso de medições individualizadas), referente à quantidade
total contratada.
No
caso de Centrais Geradoras Associadas, o tipo de energia da fonte existente,
que foi definido com base no Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST)
original, deve permanecer o mesmo. No momento da modelagem da nova fonte associada,
para definir a faixa de potência injetada que o novo ativo associado se
enquadra e, portanto, definir o respectivo tipo de energia, deverá ser avaliada
a parcela adicional contratada do MUST para o novo ativo associado. O valor
cadastrado do MUST para o ativo existente deve permanecer o do MUST original,
ao passo que MUST a ser cadastrado para o novo ativo associado deverá ser a
parcela adicional contratada do MUST para o novo ativo associado, conforme
previsto em regulação.
Para
identificar as ultrapassagens de potência injetada para a classificação do tipo
de energia de cada usina, serão calculados sinalizadores, conforme as
descrições algébricas da próxima seção.
A
Figura a seguir relaciona a etapa de Verificação da Ultrapassagem dos Limites da
Potência Injetada em relação ao módulo completo:
3.5.1.
Definições Gerais da Ultrapassagem do Limite de Potência Injetada
52
Para os empreendimentos de geração participantes da comercialização de energia
incentivada e/ou especial, é realizada a verificação mensal da incidência de
ultrapassagem dos limites de potência injetada, referenciada no ponto de
conexão com rede de distribuição ou transmissão. 52.1 Para os empreendimentos de
geração participantes da comercialização de energia incentivada, quando
verificada a ultrapassagem dos limites estabelecidos na
legislação/regulamentação (30 MW, 50 MW ou 300 MW, dependendo das condições
relatadas na seção anterior em que cada usina se enquadra) em mais de três
períodos de comercialização em um determinado mês, haverá a transferência do
tipo de energia da usina de condição de “incentivada” para “convencional” neste
mês. Adicionalmente, conforme descrito na próxima seção, se houver a reincidência
de tal ultrapassagem em um período de doze meses, a usina perde o incentivo por
12 meses após a verificação da reincidência, a título de penalização.
52.2
Para os empreendimentos de geração participantes da comercialização de energia
especial, é realizada a verificação mensal da incidência de ultrapassagem dos
limites de potência injetada, referenciada no ponto de conexão da usina com
rede de distribuição ou de transmissão. Quando verificada a ultrapassagem dos
limites estabelecidos na legislação/regulamentação (50 MW) em mais de três
períodos de comercialização em um determinado mês, a usina não perde o direito
de venda de lastro especial neste mês. No entanto, conforme descrito na próxima
seção, se houver a reincidência de tal ultrapassagem em um período de doze
meses, a usina perde o direito de venda de lastro especial por 12 meses após a
verificação da reincidência, a título de penalização, tornando-se do tipo “não
especial”.
52.3
No caso de Centrais Geradoras Híbridas (UGH) com medição individualizada e
Centrais Geradoras Associadas, os limites de ultrapassagem serão auferidos para
cada fonte, em função da medição individualizada verificada. Já para as UGH sem
individualização da medição por ativo, será considerado como limite de
ultrapassagem de potência o menor valor associado às fontes que compõe a UGH.
3.5.2.
Sinalizador de Ultrapassagem do Limite de Potência Injetada
53
O sinalizador mensal de ultrapassagem do limite de potência injetada de 30 MW,
50 MW e 300 MW é determinado para cada mês de apuração a partir da verificação
de ultrapassagem em três períodos de comercialização do limite de potência
estabelecido. Tais sinalizadores serão calculados conforme aplicabilidade de
cada usina (conforme tabela descrita na seção anterior). 53.1 Logo, o
sinalizador mensal de ultrapassagem do limite de potência injetada de 30 MW é
calculado somente para usinas do tipo de energia incentivada de fonte solar,
eólica e cogeração qualificada, exceto para empreendimentos autorizados a
partir de 1º de janeiro de 2016, ou empreendimentos com autorização anterior 1º
de janeiro de 2016 e com ampliações provenientes de Leilões de Energia Nova, Fontes
Alternativas ou Reserva, realizado a partir de 1º de janeiro de 2016, conforme
expressão:
53.2
Analogamente, o sinalizador mensal de ultrapassagem do limite de potência
injetada de 50 MW é calculado somente para usinas do tipo de energia
incentivada e/ou especial de fonte hidráulica, solar, eólica e biomassa,
independentemente de qualquer verificação de datas, conforme expressão:
53.3
Por fim, o sinalizador mensal de ultrapassagem do limite de potência injetada
de 300 MW é calculado somente para usinas do tipo de energia incentivada de
fonte solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, que resultaram de leilão
de compra de energia nova para viabilização de novos empreendimentos realizado
a partir de 1º de janeiro de 2016 ou que foram autorizadas a partir desta data,
ou possuam ampliação proveniente de Leilões de Energia Nova, Fontes
Alternativas ou Reserva, realizado a partir de 1º de janeiro de 2016, conforme
expressão:
53.4
A verificação de ultrapassagem, por período de comercialização do limite de
potência injetada acima de 30 MW, 50 MW e de 300 MW é realizada a partir da
medição de geração da usina não ajustada pelas perdas da rede básica, aferida
no ponto de conexão da usina com a rede de distribuição ou de transmissão, ou
seja, a geração bruta da usina apenas descontada de eventuais perdas de rede
compartilhada. Desta forma, o sinalizador de ultrapassagem da potência injetada
no ponto de conexão será determinado da forma que segue:
Importante:
Na
apuração da ultrapassagem da potência injetada acima de 30 MW, 50 MW e 300 MW,
deverão ser desconsiderados os períodos de comercialização compreendidos nos 90
(noventa) dias posteriores a data de entrada em operação comercial da primeira
unidade geradora de usina.
A
verificação da violação dos limites de potência injetada nos sistemas de
transmissão e distribuição ocorre em cada período de comercialização. Uma vez
observada a violação do limite imposto de 30 MW, 50 MW e 300 MW, o sinalizador
de ultrapassagem receberá valor unitário.
3.5.3.
Sinalizador de Reincidência de Ultrapassagem do Limite de Potência Injetada
54
Determinado o sinalizador mensal de ultrapassagem, é verificada a reincidência
da ultrapassagem da potência injetada, dependendo do respectivo enquadramento
do tipo de energia de cada usina, considerando o histórico de 12 meses
anteriores ao mês apuração. Sendo verificada a reincidência da ultrapassagem de
30 MW, 50 MW ou 300 MW (conforme a aplicabilidade citada anteriormente), a
usina perderá totalmente, por 12 meses a partir do mês subsequente em que
ocorreu a reincidência, o desconto aplicado à TUSD/TUST, a título de
penalidade, deixando de ser “Incentivada” e tornando-se “Convencional”. De
maneira análoga, a reincidência da ultrapassagem de 50 MW, a usina perderá
totalmente, por 12 meses a partir do mês seguinte em que ocorreu a
reincidência, o direito de venda de lastro especial, a título de penalidade,
deixando de ser “Especial” e tornando-se “Não Especial”. 54.1 O sinalizador de
reincidência de ultrapassagem mensal do limite de potência injetada de 30 MW é
determinado apenas quando ocorre a primeira reincidência, na qual se inicia o
processo de penalização de 12 meses. Se a usina já está sendo penalizada em
função da alteração do tipo de energia por já ter reincidido anteriormente
(conforme relatado na seção a seguir), esse sinalizador de reincidência de
ultrapassagem não será calculado:
54.2
De maneira análoga, o sinalizador de reincidência de ultrapassagem mensal do
limite de potência injetada de 50 MW é calculado conforme expressão:
54.3
Por fim, do mesmo modo, o sinalizador de reincidência de ultrapassagem mensal
do limite de potência injetada de 300 MW é calculado conforme expressão:
3.5.4.
Sinalizador de Perda do Tipo de Energia por 12 meses
55
Conforme mencionado na seção anterior, sendo verificada a reincidência da
ultrapassagem, a usina perderá, por 12 meses a partir do mês seguinte em que
ocorre a reincidência, o direito de venda do tipo de energia em que se
enquadrava, a título de penalidade. Nesse período de penalização, a usina
possuirá um efeito equivalente de transferência de modelagem, uma vez que o
tipo de energia a ser comercializada da usina será diferente do original. 55.1
Para usinas que possuem o tipo de energia “Incentivada” que apresentarem
reincidência da verificação de ultrapassagem de potência injetada de 30 MW, 50
MW ou 300 MW, conforme o enquadramento de cada usina, em um histórico de 12
meses, será efetuada, a título de penalidade, a transferência do tipo de
energia para o tipo “Convencional”. Para usinas que possuem o tipo de energia
“Especial” que apresentarem reincidência da verificação de ultrapassagem de
potência injetada de 50 W em um histórico de 12 meses, será efetuada, a título
de penalidade, a transferência do tipo de energia para o tipo “Não Especial”.
Logo, apura-se um fator que sinaliza a penalização do tipo de energia por 12
meses:
3.5.5.
Sinalizador Resultante das Penalizações por Ultrapassagem de Potência Injetada
56
Com o intuito de consolidar a real situação das usinas em um determinado mês,
serão calculados sinalizadores resultantes que indicam as penalizações por
ultrapassagem de potência injetada. 56.1 Para usinas do tipo de energia
incentivada especial e incentivada não especial, o Sinalizador de Ultrapassagem
de Potência Injetada para Penalização do Desconto Aplicável à TUSD/TUST
consolida os conceitos descritos nas seções anteriores.
56.2
Para usinas de fonte solar, eólica e cogeração qualificada, que não resultaram
de leilão de compra de energia para viabilização de novos empreendimentos ou
ampliações, realizados a partir de 1º de janeiro de 2016 e que não foram
autorizadas a partir desta data, o Sinalizador de Ultrapassagem de Potência
Injetada para Penalização do Desconto Aplicável à TUSD/TUST é calculado
conforme expressão:
56.3
Para usinas do tipo de energia incentivada de fonte hidráulica,
independentemente de verificação de datas, e de fonte biomassa, que não
resultaram de leilão de energia para viabilização de novos empreendimentos ou
ampliações, realizados a partir de 1º de janeiro de 2016 e que não foram
autorizadas a partir desta data, o Sinalizador de Ultrapassagem de Potência
Injetada para Penalização do Desconto Aplicável à TUSD/TUST é calculado conforme
expressão:
56.4
Para usinas do tipo de energia incentivada de fonte solar, eólica, biomassa e
cogeração qualificada, que resultaram de leilão de compra de energia nova para
viabilização de novos empreendimentos ou ampliações, realizados a partir de 1º
de janeiro de 2016, ou que foram autorizadas a partir desta data, o Sinalizador
de Ultrapassagem de Potência Injetada para Penalização do Desconto Aplicável à
TUSD/TUST é calculado conforme expressão:
56.5
Para usinas do tipo de energia incentivada especial e convencional especial, o
Sinalizador de Ultrapassagem de Potência Injetada para Penalização do Lastro
Especial consolida os conceitos descritos nas seções anteriores e é calculado
conforme expressão:
3.5.6.
Dados de Entrada da Verificação da Ultrapassagem dos Limites de Potência
Injetada
3.5.7.
Dados de Saída da Verificação da Ultrapassagem dos Limites de Potência Injetada
3.6.
Anexo VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição
Objetivo:
Apresentar
uma lista não exaustiva de exemplos de agregação de dados de pontos de medição.
Contexto:
Conforme
apresentado no item 2.1 - Agregação de Dados de Pontos de Medição, a
configuração elétrica de cada instalação exige um tratamento particular por
meio de um conjunto de expressões específicas para determinar se as informações
são segregadas em geração, consumo e se seus respectivos volumes participantes
do rateio de perdas da Rede Básica, por ativo.
Os
exemplos das expressões e subexpressões contábeis apresentados neste módulo das
regras de comercialização são modelos padronizados, podendo, a critério da
CCEE, serem adequados em casos específicos, de forma a refletir contabilmente a
configuração física do ativo.
A
Figura 26 situa a etapa de exemplos de agregação de dados de pontos de medição
em relação ao módulo completo.
3.6.1.
Exemplo para cálculo da Medição Líquida
A
consolidação das informações dos pontos de medição em ativos de geração e carga
pode ser realizada em função da medição líquida apurada em cada ponto de
medição, conforme os ativos associados a determinado ponto de medição. Dessa
forma, as informações associadas aos canais de consumo e geração dos pontos de
medição ajustados no módulo “Medição Física” são traduzidas em informações de
medição líquida de consumo ou geração.
A
Medição Líquida de cada ponto de medição corresponde à informação ajustada do
canal G do ponto de medição, descontada da informação ajustada do canal C, e
pode ser estabelecida pela expressão:
Nesse
caso, a Medição Líquida positiva associada ao ponto de medição representa a
Medição Líquida de Geração. Em contrapartida, a Medição Líquida negativa
representa a Medição Líquida de Consumo, conforme expresso a seguir:
Importante:
Nos
casos em que a usina possua consumo da geração, o MLi,j levará em consideração
os canais de geração e consumo. Caso contrário, o MLi,j levará em consideração
apenas o canal de geração.
3.6.2.
Exemplo para determinação do Fator de Teste de uma usina
Para
determinação da quantidade de geração de teste de uma usina, devem ser
verificadas quais unidades geradoras estão em teste ou com status suspenso.
Conforme
a configuração elétrica e o tipo de despacho do empreendimento, o Fator de
Teste de uma usina pode ser calculado com base na informação associada aos
pontos de medição de geração bruta ou com base na proporção da capacidade em
teste e suspensão em relação à capacidade em teste, comercial e suspensa da
usina.
Se
existem informações de medição bruta associadas às unidades geradoras de uma
usina, o Fator de Teste deve ser calculado pela relação entre a medição bruta
de unidades geradoras em teste e suspensas e a medição bruta total da usina,
por meio da expressão:
Caso
a usina não tenha pontos de medição de geração bruta associados às unidades
geradoras, o Fator de Teste deve ser calculado pela relação entre a capacidade
das unidades geradoras em teste e a capacidade em teste e comercial da usina,
por meio da expressão:
O
fator que representa o percentual de unidades geradoras desconsideradas da
usina corresponde a medição bruta das unidades geradoras com status “nenhum” em
relação a geração bruta total da usina, conforme a seguinte expressão:
Importante:
O
status “nenhum” de uma unidade geradora corresponde a situação na qual a
unidade geradora não está em fase de teste, suspensa ou em operação comercial.
Caso haja geração de unidades geradoras nesse status, essa geração não será
contabilizada em nome do agente proprietário da usina.
Caso
a unidade geradora da parcela de usina não tenha ponto de medição associado, o
F_UGD não será calculado.
3.6.3.
Exemplo para determinação da geração de uma usina
O
cálculo da quantidade de geração não ajustada de uma determinada usina é
realizado de forma diferenciada para usinas que possuam medição bruta por
unidade geradora e para aquelas que não possuem.
Para
usinas que possuam medição de bruta por unidade geradora é considerado a
parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação
síncrona. A quantidade de geração não ajustada é realizada a partir da seguinte
expressão:
Para
usinas que não possuam medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de
geração não ajustada é realizada a partir das seguintes expressões:
3.6.4.
Exemplo para determinação da geração de teste de uma usina
O
cálculo da geração de teste de uma determinada usina também deve ser realizado
a partir da verificação se a usina conta, ou não, com medição de bruta por
unidade geradora.
Dessa
forma, para usinas que possuam medição de bruta por unidade geradora, a quantidade
de geração de teste não ajustada é realizada a partir da seguinte expressão:
Para
usinas que não possuem medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de
geração de teste não ajustada é realizada a partir das seguintes expressões:
3.6.5.
Exemplo para determinação de unidades geradoras desconsideradas de uma usina
A
geração das unidades geradoras desconsideradas de uma usina na contabilização
do agente é realizada a partir da seguinte expressão:
3.6.6.
Exemplo para determinação da geração de uma usina que participa do rateio de
perdas da rede básica
O
cálculo da quantidade de geração não ajustada de uma determinada usina que
participa do rateio de perdas da rede básica é realizado de forma diferenciada
para usinas que possuam medição bruta por unidade geradora e para aquelas que
não possuem.
Para
usinas que possuem medição de bruta por unidade geradora é considerado a
parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação
síncrona. A quantidade de geração não ajustada que participa do rateio de
perdas da rede básica é realizada a partir da seguinte expressão:
Para
usinas que não possuam medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de
geração não ajustada que participa do rateio de perdas da rede básica é
realizada a partir das seguintes expressõeso:
3.6.7.
Exemplo para determinação da geração de teste de uma usina que participa do
rateio de perdas da rede básica
O
cálculo da quantidade de geração de teste não ajustada de uma determinada usina
que participa do rateio de perdas da rede básica é realizado de forma
diferenciada para usinas que possuam medição bruta por unidade geradora e para
aquelas que não possuem.
Dessa
forma, para usinas que possuem medição de bruta por unidade geradora, a
quantidade de geração de teste não ajustada que participa do rateio de perdas
da rede básica é realizada a partir da seguinte expressão:
Para
usinas que não possuam medição de bruta por unidade geradora, a quantidade de
geração de teste não ajustada que participa do rateio de perdas da rede básica
é realizada a partir das seguintes expressões:
Importante:
As
expressões MED_G, MED_GT, MED_G_PRB e MED_GT_PRB apresentadas neste módulo das
regras de comercialização, para as usinas que não possuem medição de bruta,
refletem o resultado dos acrônimos e não necessariamente o cadastro das
expressões contábeis no sistema de contabilização.
3.6.8.
Exemplo para determinação da Quantidade de Consumo da usina:
Para
determinação da Quantidade de Consumo de uma usina, faz-se necessário agregar a
Medição Ajustada Final associada ao Canal C de todos os seus pontos de medição.
Nesse caso, pode-se utilizar o somatório dos pontos de medição, associados à
parcela de usina, como na expressão a seguir:
Já
para a parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de
compensação síncrona, o consumo não ajustado é determinado conforme a seguinte
expressão:
Para
determinação da quantidade de consumo de uma usina que participa do rateio de
perdas da Rede Básica, pode-se utilizar a expressão a seguir:
3.6.9.
Exemplo para agregação de informações de medição de vários pontos de medição em
um único ponto de consumo:
Para
uma parcela de carga que tenha mais de um ponto de medição associado, faz-se
necessário agregar a Medição Ajustada Final associada ao Canal C de todos os
pontos de medição. Para tanto, pode-se utilizar o somatório de pontos de
medição, associados à parcela de carga, como na expressão a seguir:
Para
determinação da quantidade de consumo de uma parcela de carga que participa do
rateio de perdas da Rede Básica, pode-se utilizar a expressão a seguir:
3.6.10.
Exemplo para determinação da Medição Bruta da Usina
A
Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina, pode ser determinada
pela totalização da diferença entre a informação integralizada do canal G, do
ponto de medição bruta, e a informação integralizada do canal C, das unidades
geradoras em operação comercial, para cada período de comercialização, conforme
a seguinte expressão:
Já
a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina habilitada para
prestação de serviços ancilares de compensação síncrona, é determinada de forma
análoga às demais usinas, entretanto é acrescido o consumo de compensação
síncrona, conforme a seguinte expressão:
3.6.11.
Exemplo para determinação da geração de uma usina no Ponto de Medição
Individual – PMI
Para
usinas eólicas, solares e biomassa com CVU nulo, a quantidade de geração não
ajustada medida no PMI é realizada a partir das seguintes expressões:
3.6.12.
Exemplo para determinação da geração de teste de uma usina no Ponto de Medição
Individual – PMI
Para
usinas eólicas, solares e biomassa com CVU nulo, a quantidade de geração de
teste não ajustada medida no PMI é realizada a partir das seguintes expressões:
ANEXO
III
1. Introdução
Os
custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema
para atendimento da demanda por energia no Sistema Interligado Nacional (SIN),
e que não estão incluídos no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
estabelecido ex-ante pela CCEE para cada semana e patamar de carga, são
denominados de Encargos. Esse módulo determina o valor desses encargos e
estabelece o critério de rateio destes montantes por todos os agentes de acordo
com o estabelecido na legislação vigente.
Os
encargos apurados mensalmente pela CCEE consistem basicamente em valores
subdivididos em três categorias principais, dentro dos Encargos de Serviço de
Sistema (ESS), de acordo com as formas de rateio e alívio desses montantes
determinadas pelo poder concedente.
Os
Encargos de Segurança Energética são gerados devido ao despacho extraordinário
de recursos energéticos adicionais por decisão do Comitê de Monitoramento do
Setor Elétrico - CMSE, com o objetivo de garantir o suprimento energético.
Os
demais Encargos de Serviços de Sistema são rateados pelos agentes de consumo e
possuem direito a alívio retroativo.
Por
simplicidade de notação, quando houver a citação neste módulo dos “Encargos de
Serviços do Sistema (ESS)”, o termo será referido aos Encargos de Serviços do
Sistema, exceto Encargos por Segurança Energética.
Em
linhas gerais, as informações de medição provenientes do módulo de regras
“Medição Contábil”, a garantia física ajustada no centro de gravidade do
sistema, considerando sazonalização flat, proveniente do módulo “Repactuação do
Risco Hidrológico do ACR”, além de informações da ANEEL e do Operador Nacional
do Sistema (ONS) são utilizadas para a formação dos encargos a serem pagos aos
agentes geradores com usinas passíveis de recebimento desses montantes. As
demais informações advindas dos módulos de “Penalidades”, e “Tratamento das
Exposições” são utilizadas para alívio e rateio dos encargos apurados neste
caderno de regras.
1.1. Conceitos Básicos
1.1.1.
O Esquema Geral
O
módulo “Encargos”, esquematizado na Figura 1, é composto por uma sequência de
etapas de cálculo com o objetivo de apurar os montantes de encargos e o rateio
desses valores entre os agentes da CCEE, além de determinar os recursos
disponíveis para o alívio retroativo das exposições financeiras e dos encargos
de serviços de sistema:
São
apresentadas a seguir as descrições das etapas do processo que serão detalhadas
neste documento:
Encargos
por Restrição de Operação
Calcula
o montante de encargos por restrição de operação, das usinas não hidráulicas,
pela diferença entre a geração realizada/instruída pelo ONS e a geração
prevista na programação sem restrições da CCEE. Além disso, a geração referente
às restrições de operação das usinas, cadastradas no modelo de otimização da programação
diária, também são classificadas com restrição. Esse encargo é resultante de
três situações possíveis:
§
Constrained-On: usina termelétrica despachada fora de ordem de mérito para
atender a critérios energéticos ou operacionais (desvios positivos da ordem de
mérito);
§
Constrained-Off: usina termelétrica que tem sua geração reduzida em relação à
ordem de mérito para atender a critérios energéticos ou operacionais (desvios
negativos da ordem de mérito)
§
Unit Commitment: usina termelétrica despachada fora de ordem de mérito para
atender as restrições técnicas de operação dos critérios de tomada e descida de
carga, e tempo mínimo de acionamento.
Encargos
de Serviços Ancilares
Determina
os custos incorridos na prestação de serviços ancilares pelos agentes tais como
compensação síncrona, ressarcimento de custos de operação e manutenção de
equipamentos especiais de supervisão, controle e comunicação autorizados pelo
poder concedente, e atendimento ao despacho complementar para manutenção da
reserva de potência operativa.
Encargos
de Segurança Energética
Determina
os encargos oriundos das usinas despachadas por decisão do CMSE com o objetivo
de garantir o suprimento energético e dos encargos oriundos do deslocamento
hidráulico proporcionado pela geração por segurança energética e por importação
de energia sem garantia física associada.
Encargos
por Importação
Determina
os encargos oriundos das usinas virtuais criadas para representar a importação
de energia entre o Brasil e países vizinhos despachadas pelo ONS, com o
objetivo de garantir a redução do custo imediato de operação do SIN.
Encargos
de Deslocamento Hidráulico
Determina
os custos incorridos às usinas hidrelétricas participantes do MRE em função do
deslocamento da geração dessas usinas pela ocorrência de geração fora da ordem
de mérito do custo e de importação de energia elétrica sem garantia física
associada, de acordo com a Lei 13.360/2016, sendo que essas usinas
hidrelétricas têm direito a ressarcimento através de três tipos de encargos:
§
Encargo associado ao Deslocamento Hidráulico Energético: ressarce os custos das
usinas hidrelétricas em função da redução da geração dessas usinas derivada da
geração por segurança energética e da importação de energia sem lastro
associado.
§
Encargo associado ao Deslocamento Hidráulico Elétrico: ressarce os custos das
usinas hidrelétricas em função da redução da geração dessas usinas derivada da
geração termelétrica por restrição elétrica, elegível, por critérios
estabelecidos pelo ONS, como fonte da redução da geração das usinas
hidrelétricas do MRE.
§
Encargo associado ao Deslocamento
Hidráulico por Inflexibilidade: ressarce os custos das usinas hidrelétricas em
função da redução da geração dessas usinas, derivada de inflexibilidade
termelétrica realizada após o fechamento da programação do despacho por mérito
econômico e por geração fora da ordem de mérito de custo para compensar falta
de combustível.
Apuração
do Valor dos Encargos Não Ajustados
Determina
os valores preliminares, em R$/MWh, dos encargos de serviços do sistema,
formados pelas restrições de operação, prestação de serviços ancilares e
deslocamento hidráulico oriundo de restrições elétricas que são passíveis de
alívio.
Apuração
do Valor de Encargos de Segurança Energética
Determina
o total dos custos oriundos da segurança energética, que contempla o
ressarcimento dos custos das usinas despachadas por segurança energética e o
custo do deslocamento hidráulico provocado por essa geração. A partir desse
valor, determina-se o montante, em R$/MWh, do encargo por segurança energética.
Total
de Recursos Ajustados para Alívio de ESS
Consolida
o total de recursos financeiros disponíveis para alívio de encargos de serviços
do sistema.
Ajuste
dos Encargos Apurados de Restrição de Operação e Serviços Ancilares
Estabelece
os valores finais, em R$/MWh, a serem aplicados a cada MWh consumido no SIN, de
modo a compor o montante a ser transferido às usinas recebedoras de encargos
via contabilização CCEE.
Consolidação
dos Encargos
Estabelece
os valores, por agente e mês de apuração, dos montantes a serem pagos e
recebidos no âmbito da contabilização da CCEE a título de encargos de serviços
do sistema (ESS).
Anexo
§
Anexo I – Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo:
consolida os recursos financeiros residuais a serem utilizados para alívio
retroativo de encargos e exposições financeiras negativas (decorrentes do
tratamento das exposições em função da eventual diferença de preços entre os
submercados), bem como os recursos destinados a alívio futuro de encargos.
1.1.2.
Restrições de Operação
O
Brasil, em função da predominância hidráulica do parque gerador, decidiu adotar
o modelo de despacho centralizado (tight pool), em que o ONS decide a
quantidade de energia a ser despachada por usina integrante do sistema
interligado, com base em cadeia de modelos de otimização do uso da água
estocada nos reservatórios.
Essa
cadeia de modelos de otimização é a mesma utilizada pela CCEE na determinação
do PLD. Na determinação do CMO, o ONS considera as restrições de transmissão
internas a cada submercado para que o despacho atenda a demanda do mercado e
assegure a estabilidade do sistema. Já a CCEE calcula um PLD único para todo o
submercado, ou seja, para efeito do cálculo do preço, a CCEE trabalha como se a
energia estivesse igualmente disponível em todos os pontos de consumo desse
mesmo submercado. Dessa forma, as restrições internas aos submercados não são
consideradas.
Há,
portanto, uma diferença importante entre o despacho econômico calculado pela
CCEE e o despacho elétrico operacionalizado pelo ONS. Dessa forma, é possível
que as usinas venham a ser despachadas em níveis diferentes dos previstos na
CCEE. Essas diferenças são ressarcidas a essas usinas pelos Encargos de
Serviços do Sistema.
Os
custos associados às restrições de operação correspondem ao ressarcimento para
as usinas cuja produção elétrica tenha sido afetada por restrições de operação
dentro de um submercado. Têm direito ao recebimento de encargos por restrições
de operação apenas as usinas termelétricas com CVU não nulo.
O
cálculo dos encargos relativos ao custo de restrição de operação incorpora
também as diferenças não previstas pelo despacho sem restrição ex-ante da CCEE
e captadas pelo despacho real verificado, realizado pelo ONS, como: alterações
na configuração do sistema decorrentes da queda de uma linha de transmissão,
uma grande chuva que venha a ocorrer após o cálculo do modelo de otimização da
programação e que pode alterar substancialmente o planejamento da operação de
curto prazo do ONS, dentre outras possibilidades.
A
diferença entre a geração realizada/instruída pelo ONS e a geração prevista na
programação sem restrições da CCEE pode resultar em duas situações possíveis, conforme
mencionado anteriormente, quais sejam: (i) constrained-off e (ii)
constrained-on.
A
Figura 2 ilustra as ambas as condições de restrição operacional:
Destaca-se
que as usinas eólicas possuem direito a recebimento do Constrained-Off no caso
de restrição de transmissão externa a instalações da usina, nos temos da
regulamentação vigente.
Devido
às restrições técnicas das usinas térmicas, podem ser programados despachos
além da ordem de mérito, com o objetivo final de atender uma solicitação de
despacho na ordem de mérito do ONS. Tais restrições, denominadas de unit
commitment, passam a ser modeladas no DESSEM.
A
primeira restrição que deve ser observada é o tempo mínimo de acionamento da
usina, ou seja, uma vez acionada, a usina necessita tecnicamente de determinada
quantidade de horas ligadas até finalizar o desligamento. Além disso, existem
as restrições de tomada e descida de carga (rampa de subida e descida,
respectivamente).
Para
atender a solicitação de despacho da ordem de mérito é necessário que a usina
termelétrica inicie o processo de acionamento das unidades geradoras, em
momento anterior para atendimento da potência da usina, ou ainda no nível de
despacho programado (respeitado a geração mínima e geração máxima).
Por
fim, também é necessário respeitar as restrições de descida de carga da usina
para retornar à condição de desligamento total. Destaca-se também a restrição
de tempo mínimo de desligamento até um novo acionamento, também cadastrada como
parâmetro técnico no DESSEM, porém sem direito a recebimento de encargo.
1.1.3.
Serviços Ancilares
Os
serviços ancilares, conforme regulamentação específica, são destinados a
garantir a qualidade e a segurança da energia gerada, contribuindo para a
confiabilidade do SIN.
Os
serviços ancilares informados pela ANEEL e remunerados por meio dos Encargos de
Serviços do Sistema (ESS) são compostos por:
a)
Compensação Síncrona: O agente de geração recebe o equivalente à energia
reativa gerada ou consumida valorada à Tarifa de Serviços Ancilares (TSA), que
é revista pela ANEEL anualmente.
b)
Despacho Complementar para Manutenção da Reserva de Potência Operativa: As
usinas termelétricas que forem acionadas para atenderem ao despacho complementar
para manutenção da reserva de potência operativa recebem essa energia valorada
ao preço da oferta realizada, quando o atendimento ao despacho é considerado
satisfatório, ou ao seu CVU para despacho na ordem de mérito, quando
insatisfatório. A energia gerada é liquidada a PLD a crédito do gerador e o
montante financeiro adicional necessário para completar a valoração dessa
energia é pago ao gerador por meio de encargos.
c)
Os empreendimentos de geração atualmente em operação que venham a ter o provimento
de serviços ancilares determinado pela ANEEL, ou que tiveram autorização para
reposição dos equipamentos e peças destinadas à prestação de serviços
ancilares, terão o custo de implantação ou reposição auditado e aprovado por
tal agência e ressarcido via ESS.
1.1.4.
Encargos por Importação
Em
29 de dezembro de 2022 foi publicada a Portaria nº 60 do Ministério de Minas e
Energia (MME), a qual estabelece que, o Operador Nacional do Sistema (ONS)
poderá utilizar integralmente ou parcialmente a energia de importação
proveniente da República Argentina e do Uruguai, observando as quantidades e as
condições passíveis de substituição termelétrica, garantindo a redução do custo
imediato de operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Poderão
ser autorizados um ou mais Agentes Comercializadores como responsáveis pela
importação de energia elétrica perante a Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE, desde que adimplentes e autorizados nos termos da Portaria MME
nº 596, de 19 de outubro de 2011.
A
declaração dos montantes e dos preços da energia para importação será realizada
por meio de ofertas ao ONS, anteriormente à programação da operação e à
formação do PLD, com entrega da energia no centro de gravidade do SIN e tendo
como destino o Mercado de Curto Prazo (MCP). Os montantes e preços da energia
ofertados para importação não serão considerados nos processos de planejamento
e programação da operação associados ao Programa Mensal da Operação (PMO) e de
formação do PLD.
1.1.5.
Encargos de Segurança Energética
A
Lei nº 10.848, de 2004, estabelece que, com vistas à garantia do suprimento
energético, o ONS poderá despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito
econômico (em ordem crescente em relação aos custos declarados de geração).
Como
o despacho fora da ordem de mérito, para a garantia de suprimento energético,
não leva em consideração o custo de operação declarado dessas usinas para a
formação do PLD, a Lei 13.360/2016, estabeleceu que o montante financeiro a ser
pago para as usinas despachadas adicionalmente para a garantia de suprimento
energético será rateado pelos consumidores.
1.1.6.
Encargos de Deslocamento Hidráulico
O
Artigo 2º da Lei n º 13.203, de 08 de dezembro de 2015, estabelece que a ANEEL
deverá estabelecer para aplicação a partir de 2017, a valoração, o montante
elegível e as condições de pagamento para os participantes do MRE do custo do
deslocamento da geração hidrelétrica.
Dessa
forma, a ANEEL publicou regulamentação específica que estabelece as regras para
se determinar o montante de energia que deve ser considerado como deslocamento
hidráulico, a forma de apuração do custo desse deslocamento e a forma de
ressarcimento aos geradores participantes do MRE.
Assim,
definiu-se que o deslocamento hidráulico é composto por duas parcelas:
1.
O deslocamento hidráulico energético, constituído pela geração por segurança
energética mais a importação de energia sem garantia física associada
2.
O deslocamento hidráulico elétrico, constituído pela geração originada por
restrições elétricas identificada pelo ONS como indutora de redução de geração
das usinas participantes do MRE
Desses
dois montantes incialmente apurados deve-se abater a indisponibilidade
verificada de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito. A Figura 4
ilustra a apuração dos montantes de deslocamento hidráulico.
Posteriormente,
foi publicado pela Aneel ato normativo que estabeleceu que também devem ser
apurados montantes de deslocamento hidráulico provenientes de inflexibilidade
termelétrica realizada após o fechamento da programação do despacho por mérito
econômico e por geração fora da ordem de mérito de custo para compensar falta
de combustível, sendo que estes montantes de deslocamento não devem sofrer
abatimento da indisponibilidade verificada de usinas termelétricas despachadas
por ordem de mérito.
Os
montantes de deslocamento hidráulico apurados, inclusive os oriundos de
inflexibilidade termelétrica realizada após o fechamento da programação do
despacho por mérito econômico e por geração fora da ordem de mérito de custo
para compensar falta de combustível, são rateados entre todas as usinas
participantes do MRE na proporção da garantia física modulada e ajustada,
considerando sazonalização flat.
Os
montantes de deslocamento hidráulico destinados às usinas do MRE que optaram
pela repactuação do risco hidrológico precisam ser ajustados em função do
produto escolhido no processo de repactuação e do valor do Ajuste MRE (GSF)
apurado.
A
Figura 5 ilustra os pontos anteriores.
Tendo
se determinado os montantes de deslocamento hidráulico que cada usina
hidrelétrica participante do MRE têm direito, apura-se o custo desse deslocamento
a partir do produto entre o montante de deslocamento e a diferença entre o
valor do PLD da hora e do submercado em que houve deslocamento e o chamado
PLD_X, valor associado ao custo de oportunidade de geração em razão do
armazenamento incremental nos reservatórios das usinas hidrelétricas decorrente
do deslocamento de geração hidrelétrica.
Os
custos apurados dos deslocamentos hidráulicos são assumidos por:
§
Todos os consumidores do SIN;
§
Pelo gerador termelétrico, no caso de de inflexibilidade termelétrica realizada
após o fechamento da programação do despacho por mérito econômico e por geração
fora da ordem de mérito de custo para compensar falta de combustível, sendo
assumido pelo agente proprietário da usina termelétrica que deu origem ao
deslocamento.
1.1.7.
Forma de rateio dos encargos
Os
encargos mencionados anteriormente são rateados entre os agentes de formas
distintas, conforme apresentado a seguir:
1.1.8.
Consolidação dos Encargos
A
consolidação dos encargos consiste em determinar o total de encargos a serem
pagos aos agentes com usinas recebedoras de encargos no mês de apuração.
Os
encargos de serviços do sistema são compostos por encargos de serviços
ancilares, encargos por restrição de operação, encargos por Segurança
Energética, encargos por Importação e encargos por Deslocamento Hidráulico,
conforme ilustrado na Figura 7.
Os
seguintes recursos podem ser utilizados para abatimento ou alívio do total de
encargos de serviços do sistema a ser pago pelos agentes proprietários de
pontos de medição de consumo registrados na CCEE:
§
Saldo remanescente do alívio de exposições do mês vigente;
§
Sobra de receitas advindas do mês anterior, a qual também considera eventual saldo
remanescente da Conta de Energia de Reserva (CONER) após o término de
suprimento dos Contratos de Energia de Reserva (CER) (Para maiores informações
sobre Energia de Reserva consulte o módulo específico); e
§
Recursos advindos da aplicação de penalidades anteriores a novembro de 2005 por
insuficiência de lastro de comercialização de energia, acrescido do pagamento
de penalidades por falta de combustível, associada aos processos de coleta de
dados de medição pela CCEE, multas atribuídas ao não aporte das garantias
financeiras e multa por inadimplência na liquidação financeira do mercado de
curto prazo.
A
Figura 8 ilustra essa etapa de alívio de encargos:
Se
o recurso para alívio de ESS for maior que o total de encargos de serviços do
sistema, os agentes proprietários de pontos de medição de consumo não pagam ESS
e o valor remanescente é alocado da seguinte forma:
§
O saldo remanescente do alívio de exposições do mês vigente, caso haja, será
utilizado para processar o alívio retroativo de exposições residuais dos
geradores em função do tratamento das exposições e os encargos de serviços do
sistema de meses anteriores (Vide módulo “Consolidação de Resultados”); e
§
Caso haja recursos advindos da aplicação de penalidades e a sobra de receita do
mês anterior, seus saldos remanescentes, após o alívio dos ESS do mês de
apuração, serão utilizados para alívio de ESS de meses futuros.
Por
sua vez, o encargo de segurança energética é constituído pelo custo da geração
de segurança energética e pelo deslocamento hidráulico de origem energética.
Destaca-se que essa modalidade de encargo não tem direito a alívio como ocorre
com os encargos de serviços do sistema.
2. Detalhamento das Etapas de Encargos
Esta
seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Encargos”,
explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de
entrada/saída.
2.1. Encargos por Restrição de Operação
Objetivo:
Apurar
os montantes em reais devidos às usinas a título de encargos por restrição
operacional.
Contexto:
Os
Encargos por Restrição de Operação compõem um dos tipos de Encargos de Serviços
do Sistema (ESS). A Figura 10 relaciona esta etapa em relação ao módulo
completo:
2.1.1.
Detalhamento dos Encargos por Restrição de Operação
O
processo de cálculo relativo aos encargos por restrição de operação é composto
pelos seguintes comandos e expressões:
1.
O cálculo dos encargos por restrição de operação incorpora eventuais diferenças
não previstas pelo despacho sem restrição Ex-Ante da CCEE e captadas pelo
despacho real verificado.
2. Os Encargos por Restrição de Operação são
calculados para as usinas não hidráulicas com modalidade de despacho tipo I com
CVU ou IIA (não emergenciais) e os interconectores internacionais que atendem
restrições operativas do SIN, conforme informado pelo ONS, e são subdivididos
em dois tipos Constrained-On e Constrained-Off, e para usinas eólicas
despachadas centralizadamente ou usinas/conjuntos de usinas eólicas
consideradas na programação de operação com modalidade de operação de despacho
tipo I ou II-B ou II-C, sendo do tipo Constrained-Off.
2.1.
Encargos por Restrição de Operação por Constrained-On são pagos às usinas que
não foram despachadas para atender os requisitos de demanda e de estabilidade
do sistema, por sua geração ser mais cara, entretanto em função de restrições
operativas o ONS faz essas usinas produzirem acima do que havia sido
despachado; e
2.2.
Encargos por Restrição de Operação por Constrained-Off são pagos às usinas que
foram despachadas para atender os requisitos de demanda e de estabilidade do
sistema, entretanto em função de restrições operativas o ONS faz essas usinas
produzirem menos do que o despachado.
2.3.
Encargos por Restição de Operação por Unit Commitment são pagos às usinas que
foram despachadas para atender restrições físicas das usinas para a geração da
ordem do mérito.
2.1.2.
Encargos por Restrição de Operação por Constrained-On
3.
As usinas, enquadradas na Linha de Comando 2, acionadas por restrição de
operação pelo ONS, em condição CONSTRAINED-ON, têm seu Encargo por Restrição de
Operação calculado a partir da geração de energia verificada acima da
respectiva instrução de despacho para o período, valorado pela diferença entre
o Custo Declarado associado à produção da energia e o Preço de Liquidação das
Diferenças. O Encargo por Restrição de Operação Constrained-On é determinado
conforme a seguinte expressão:
3.1.
O Fator do Encargo por Restrição de Operação estabelece o percentual da produção
de energia elétrica, de uma usina acionada por razão de restrição operativa
efetivamente realizada, acima da instrução de despacho para o período
considerado. Esse fator é expresso por:
3.2.
A Geração Realizada para atendimento a uma Restrição de Operação Constrained-On
é determinada pela geração da usina multiplicada pelo Fator do Encargo por
Restrição de Operação, expresso por:
2.1.3.
Encargos por Restrição de Operação por Constrained-Off para Usinas com Despacho
do tipo I com CVU e IIA
4.
O ajuste da Quantidade de Energia Utilizada para Determinação de Encargos por
Restrição de Operação é realizado de modo a referenciar essa informação à Rede
Básica nos moldes do tratamento dado no caderno de Medição Contábil por meio da
aplicação do Fator de Rateio de Perdas da Geração associado à usina além do
respectivo Fator de Abatimento das Perdas Internas, sendo assim a Quantidade de
Energia Ajustada Utilizada para Determinação de Encargos por Restrição de
Operação é expressa por:
5.
Para as usinas passíveis de recebimento de encargos por restrição elétrica
devido a situação de Constrained-off, para cada período de comercialização, seu
Encargo por Restrição de Operação será calculado a partir da geração de energia
verificada abaixo da respectiva instrução de despacho para o período, valorado
pela diferença entre o Preço de Liquidação das Diferenças Final e o Custo
Declarado associado à produção da energia. O Encargo por Restrição de Operação
Constrained-Off é determinado conforme a seguinte expressão:
Encargos
por Restrição de Operação por Constrained-off para Usinas Eólicas
6.
A Geração Reconhecida para ESS será o mínimo entre a geração frustrada com as
perdas aplicadas e o saldo entre a energia vendida e a geração efetivamente
realizada, conforme a seguinte equação:
7.
Para as usinas eólicas passíveis de recebimento de encargos por restrição de
operação por razão de indisponibilidade externa às suas intalações devido a
situação de Constrained-off, para cada período de comercialização, seu Encargo
por Restrição de Operação será calculado a partir da geração de energia
reconhecida para ESS, valorado pelo Preço de Liquidação das Diferenças,
conforme a seguinte expressão:
2.1.4.
Encargos por Restrição de Operação por Unit Commitment
8.
O Encargo por Restrição de Operação Unit Commitment será calculado a partir da geração
de energia classificada por esse fim, valorado pela diferença entre o Preço de
Liquidação das Diferenças Final e o Custo Declarado associado à produção da
energia, conforme a seguinte expressão:
8.1.
A Geração por Unit Commitment da usina é definida a partir do Fator de energia
gerada por Unit Commitment da usina aplicado na Geração da Final da mesma, de
acordo com a expressão a seguir:
8.1.1.
O cálculo do Fator de Determinação da Energia gerada por Unit Commitment representa
a relação entre a Geração por Unit Commitment, definida pelo ONS, e a geração
apurada por este:
2.1.5.
Dados de Entrada dos Encargos por Restrição de Operação
2.1.6.
Dados de Saída dos Encargos por Restrição de Operação
2.2. Encargos de Serviços Ancilares
Objetivo:
Apurar
os montantes em reais devidos às usinas por prestação de serviços ancilares.
Contexto:
Os
serviços ancilares são destinados a garantir a qualidade e segurança da energia
gerada, contribuindo para a confiabilidade do SIN. Os custos incorridos na
prestação desses serviços são ressarcidos por meio dos Encargos de Serviços
Ancilares, sendo esse um componente dos Encargos de Serviços do Sistema. A
Figura 11 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
2.2.1.
Detalhamento dos Encargos de Serviços Ancilares
O
processo de determinação dos encargos de serviços ancilares é composto pelos
seguintes comandos e expressões:
9.
A determinação do Encargo de Compensação Síncrona da usina refere-se ao
fornecimento ou absorção de energia reativa e será remunerado à Tarifa de
Serviços Ancilares (TSA), estabelecida pela ANEEL em resolução específica. O
Encargo de Compensação Síncrona é dado pela expressão:
10.
O Encargo por Outros Serviços Ancilares atribuído a uma usina é determinado
pela relação de todos os ressarcimentos autorizados pelo regulador em função de
investimentos realizados para prestação de serviços ancilares ao sistema,
operação e manutenção de equipamentos necessários à participação do Controle
Automático de Geração (CAG), do Sistema Especial de Proteção (SEP),
equipamentos de autorrestabelecimento e por contratação de usinas emergenciais.
O Encargo por Outros Serviços Ancilares é expresso por:
11.
O Encargo para Atendimento ao Despacho Complementar para Manutenção da Reserva
de Potência Operativa a ser pago às usinas, informadas pelo ONS, não hidráulicas
com modalidade de despacho tipo I com CVU ou IIA, é determinado pela geração
realizada no cumprimento desse serviço ao sistema, valorado pela diferença
entre o preço determinado para essa energia, com base no critério de
atendimento satisfatório ao despacho, e o PLD verificado no momento da geração:
11.1.
O Preço para Valoração do Encargo referente ao Despacho Complementar para
Manutenção da Reserva de Potência Operativa é determinado em função do
atendimento satisfatório ou não do despacho pela usina. Em caso de atendimento
satisfatório, a usina tem direito ao preço ofertado no mecanismo. Caso o
atendimento seja insatisfatório, a usina terá direito apenas ao seu custo
declarado para fins de despacho por ordem de mérito. Para determinar se o
despacho foi satisfatório, é observado se a proporção da geração realizada foi
superior às indisponibilidades forçada e programada da usina:
2.2.2.
Dados de Entrada dos Encargos de Serviços Ancilares
2.2.3.
Dados de Saída dos Encargos de Serviços Ancilares
2.3. Encargos por Importação
Objetivo:
Apurar
os montantes a título de encargos por importação.
Contexto:
A
energia elétrica interruptível da República Argentina e da República Oriental
do Uruguai poderão ser ofertadas ao ONS, anteriormente à programação da
operação e à formação do PLD, com entrega de energia no Centro de Gravidade do
SIN. Tal energia poderá ser utilizada de forma integral ou parcial pelo ONS,
desde que essa importação viabilize a redução do custo imediato de operação do
SIN. Este montante será liquidado no MCP e estará isento do seu rateio de
inadimplência.
2.3.1.
Detalhamento dos Encargos por Importação
O
processamento dos encargos por importação é composto pelos seguintes comandos e
expressões:
12.
A importação de energia realizada através de estações conversoras, para efeito
de operacionalização na CCEE, será representada pela modelagem de uma usina
térmica virtual.
13.
Esta usina estará modelada sob um perfil de agente comercializador importador,
e é vedado a modelagem de qualquer outro tipo de ativo sob este mesmo perfil de
agente.
14.
Eventuais créditos relativos ao processo de importação de energia da República
Argentina ou da República Oriental do Uruguai são isentos do processo de rateio
de inadimplência.
15.
Os custos arcados pelos consumidores responsáveis pelo pagamento dos Encargos
de Serviços do Sistema – ESS, relativos à importação da energia elétrica serão
obtidos pela energia, determinada em função do montante verificado nas
conversoras no centro de gravidade e atribuída à Geração da usina virtual,
sendo valorada pela diferença entre o Preço de Oferta de Importação e o Preço
de Liquidação das Diferenças. O Encargo por Razão de Importação é expresso por:
16.
Nos casos em que o PLD for maior que o Preço de Oferta para Importação será
apurado uma diferença financeira destinada para alívio de ESS. Esta diferença
deverá ser determinada a partir da geração de energia verificada valorada pela
diferença entre o PLD e o Preço de Oferta de Importação. O cálculo será
expresso por:
2.3.2.
Apuração de valores a serem pagos devido ao montante de Importação inferior ao
programado
17.
Quando o montante de energia efetivamente importado for inferior ao montante
definido pelo ONS, os agentes comercializadores responsáveis pela importação
deverão arcar com os custos dessa diferença de energia, sendo esse recurso
financeiro revertido em benefício a conta de ESS. Esse montante será valorado
de acordo com os critérios estabelecidos a seguir:
17.1.
Para o caso em que haja importação sem substituição de geração de usinas
termelétricas e seja verificado um Montante de Importação Não Entregue, a
sanção imposta ao comercializador será de 5% do Limite Máximo Estrutural do
PLD, de acordo com a seguinte expressão:
17.1.1.
O Montante de Importação Não Entregue será calculado pela diferença, no centro
de gravidade do sistema, entre o Despacho de Importação para o período e o
Montante de Importação Verificado pelo ONS da usina substituta. Seu cálculo é
definido de acordo com a seguinte expressão:
17.2.
Para o caso em que o CVU da usina termelétrica substituída seja inferior ao
PLD, a valoração se dará pela diferença entre o PLD vigente no submercado da
usina termelétrica substituída e seu CVU, de acordo com a seguinte expressão:
17.3.
Para o caso em que o CVU da usina termelétrica substituída seja superior ao
PLD, a valoração será de 5% do Limite Máximo Estrutural do PLD, de acordo com a
seguinte expressão:
17.3.1.
Para definição dos custos da diferença entre a importação efetiva e a definida
pelo ONS é necessário a determinação da Quantidade de Energia de Importação Não
Entregue rateada para cada usina térmica substituída, pois, as usinas de
importação podem substituir uma ou mais usinas do SIN. O cálculo se dará pelo
rateio do montante de importação não entregue de cada usina importadora
proporcionalizado pela disponibilidade verificada da usina e o despacho sem
restrição das usinas substituídas. A determinação desse volume é expressa por:
2.3.3.
Dados de Entrada dos Encargos por Importação
2.3.4.
Dados de Saída dos Encargos por Importação
2.4. Encargos por Segurança Energética
Objetivo:
Identificar
os montantes, em reais, devidos às usinas despachadas pelo ONS por razão de
segurança energética.
Contexto:
Os
Encargos por Segurança Energética são responsáveis pelo ressarcimento dos
custos incorridos pelas usinas não hidráulicas despachadas por decisão CMSE. A
Figura 13 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
2.4.1.
Detalhamento dos Encargos por Segurança Energética
O
processo de apuração dos encargos por segurança energética é composto pelos
seguintes comandos e expressões:
18.
O ONS deverá informar a CCEE, conforme estabelecido no Acordo Operativo
CCEE/ONS, a lista de usinas e os períodos em que foram despachadas por razões
de segurança energética.
19.
O Encargo por Razão de Segurança Energética a ser pago às usinas, informadas pelo
ONS, não hidráulicas com modalidade de despacho tipo I com CVU ou IIA, no
período de comercialização é determinado pela produção de energia despachada
por razão de segurança energética a ser efetivamente ressarcida, valorada pela
diferença entre o Custo Declarado associado à produção de energia da usina e o
Preço de Liquidação das Diferenças ex-ante apurado pela CCEE. O Encargo por
Razão de Segurança Energética é expresso por:
19.1.
A Geração realizada por segurança energética corresponde à geração da usina
multiplicada pelo Fator do Encargo por Razão de Segurança Energética:
19.1.1.
O Fator do Encargo por Razão de Segurança Energética é utilizado para
determinar a geração de energia passível de ressarcimento por razão de
segurança energética e é dado pela seguinte expressão:
20.
A Diferença no Encargo devido a Substituição de Geração das usinas não
hidráulicas com modalidade de despacho tipo I com CVU ou IIA no período de
comercialização é determinado pelo montante informado pelo ONS de energia
gerada para substituição por razão de segurança energética, valorada pela
diferença entre o Custo Declarado associado à produção de energia da usina que
efetivamente gerou e a usina que está sendo substituída, conforme a sequinte
expressão:
20.1.
A Geração realizada por substituição de geração corresponde à geração da usina
multiplicada pelo Fator do Encargo por Substituição de Geração:
20.1.1.
O Fator do Encargo por Substituição de Geração é utilizado para determinar a
geração de energia passível de ressarcimento por razão de substituição de
geração e é dado pela seguinte expressão:
2.4.2.
Dados de Entrada dos Encargos por Segurança Energética
2.4.3.
Dados de Saída dos Encargos por Segurança Energética
2.5.
Encargos por Deslocamento Hidráulico
Objetivo:
Identificar
os montantes, em reais, devidos às usinas hidráulicas participantes do MRE que
tiveram sua geração deslocada em função de despacho de usinas termelétricas
fora da ordem de mérito de custo e por importação de energia sem garantia
física associada, de acordo com a Lei 13.360/2016.
Contexto:
Os
Encargos por Deslocamento Hidráulico são responsáveis pelo ressarcimento dos
custos incorridos pelas usinas hidráulicas participantes do MRE em função da
redução de sua geração originada pela geração de usinas termelétricas
despachadas fora da ordem de mérito de custo e por importação de energia. A
Figura 14 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
2.5.1.
Determinação dos montantes de deslocamento hidráulico das usinas participantes
do MRE
O
processo de apuração dos montantes de energia vinculados ao deslocamento
hidráulico das usinas participantes do MRE é obtido a partir dos seguintes
comandos e expressões.
21.
O montante de Deslocamento Hidráulico Energético Preliminar é determinado pela
soma da geração por segurança energética e da importação líquida de energia sem
garantia física associada, a partir da seguinte expressão:
21.1.
O montante de Importação Líquida sem Garantia Física Associada é determinado
pela soma da importação líquida dos pontos de medição de todas as conversoras
que viabilizam o intercâmbio de energia entre Brasil e os países vizinhos. Este
montante é definido a partir da seguinte expressão:
Importante:
A
Importação Líquida de Conversora (IMP_CONV) será apurada através dos valores
registrados no SCDE, abatidos dos montantes de importação com garantia física
programada por ordem de mérito que causem substituição de usinas do bloco
térmico.
22.
O montante de Deslocamento Hidráulico Elétrico Preliminar é determinado
considerando as parcelas de usinas termelétricas despachadas por restrição
elétrica, cuja geração foi indicada pelo ONS como elegível à composição do
deslocamento hidráulico de usinas do MRE, a partir da seguinte expressão:
Importante:
A
princípio, a geração por constrained-on que desloca o MRE é aquela associada a
uma restrição que afeta todo o SIN, ou seja, restrições que afetam somente um
submercado, ou grupos de submercados, não causam deslocamento hidráulico por
restrição elétrica. Contudo, dentre as restrições que afetam todo o SIN, devem
ser desconsideradas as que estiverem:
I.
representadas nos modelos computacionais de programação da operação Newave,
Decomp e Dessem ou resultantes deles;
II.
associadas à necessidade de recuperação de reserva de potência operativa
classificados como restrição elétrica;
relacionadas
a aplicação do Título III da Resolução Normativa nº 1.030, de 26 de julho de
2022, no que se refere ao despacho complementar para manutenção da reserva de
potência operativa;
III.
enquadradas no atendimento às Portarias do MME nº 41/2015; nº 15/2016; nº
179/2016; nº 180/2016; nº 492/2017; e nº 406/2020;
IV.
vinculadas ao despacho excepcional e temporário de usinas termelétricas para o
atendimento a circuitos elétricos em condições operativas de ilhamento; e
V.
com inflexibilidade.
Por
exemplo, supondo que em um determinado período de comercialização há 10 usinas
despachadas por contrained-on que afetem todo o SIN. A princípio, toda essa
geração deslocou o MRE. Todavia, se duas já estavam previstas no Deck do Decomp
e uma foi indicada pelo ONS que não deve ser considerada, apenas a geração de 7
dessas usinas despachadas por constrained-on causam deslocamento ao MRE.
23.
A Indisponibilidade Associada ao Deslocamento Hidráulico Energético é
determinada a partir da alocação do total de indisponibilidade de usinas
termelétricas despachadas por ordem de mérito de forma proporcional ao montante
de deslocamento hidráulico de origem energética, em relação ao total de
deslocamento hidráulico apurado, a partir da seguinte expressão:
23.1.
O Total de Indisponibilidade de Usinas Termelétricas Despachadas por Ordem de
Mérito Econômico é determinada a partir da soma das indisponibilidades,
subtraído a Geração Substituta no centro de gravidade, apuradas para as usinas
termelétricas despachadas por ordem de mérito econômico, a partir da seguinte
expressão:
23.1.1.
A Indisponibilidade de Usina Termelétrica Despachada por Ordem de Mérito do ONS
deve ser calculada para usinas não hidráulicas despachadas por ordem de mérito,
sendo determinada a partir da diferença entre o despacho efetivo do ONS e a
geração efetivamente realizada, a partir da seguinte expressão:
Importante:
Somente
haverá valores para DOMP_DECK_DESSEM em períodos em que o CVU é menor CMO do
barramento da usina, exceto para usinas a GNL, para as quais será utilizado o
despacho realizado pelo DECOMP.
23.2.
A Geração Associada a Restrição de Operação Constrained-On que não causa
Deslocamento Hidráulico é pela seguinte expressão:
Importante:
A
geração por constrained-on que não desloca o MRE é aquela associada a uma
restrição que afeta um determinado submercado ou subsistema (grupo de
submercados).
24.
A Indisponibilidade Associada ao Deslocamento Hidráulico Elétrico é determinada
a partir da diferença entre a indisponibilidade total apurada das usinas
termelétricas despachadas por ordem de mérito e o montante de indisponibilidade
alocado para o deslocamento hidráulico de origem energética e elétrica, a
partir da seguinte expressão:
25.
O montante de Deslocamento Hidráulico Energético é determinado pela diferença entre
o deslocamento hidráulico energético preliminar e a indisponibilidade vinculada
a essa usina termelétrica, a partir da seguinte expressão:
26.
O montante de Deslocamento Hidráulico Elétrico é determinado pela diferença
entre o deslocamento hidráulico elétrico preliminar e a indisponibilidade
vinculada a essa parcela de deslocamento, a partir da seguinte expressão:
27.
O montante de Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade Associado a uma Usina
Termelétrica é determinado pela inflexibilidade termelétrica realizada após o
fechamento da programação do despacho por mérito econômico, a partir da
seguinte expressão:
28.
O montante Total de Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade é determinado
pela soma dos deslocamentos hidráulicos de inflexibilidade associados às usinas
termelétricas, a partir da seguinte expressão:
2.5.2.
Destinação do Deslocamento Hidráulico às Usinas Hidrelétricas do MRE
O
processo de destinação dos montantes de deslocamento hidráulico às usinas
hidrelétricas participantes do MRE é obtido a partir dos seguintes comandos e
expressões.
29.
O montante de Deslocamento Hidráulico Energético Preliminar de uma Usina
Hidrelétrica é determinado a partir da alocação do deslocamento hidráulico
energético total de forma proporcional à garantia física modulada e ajustada
com sazonalização uniforme (flat), a partir da seguinte expressão:
30.
O montante de Deslocamento Hidráulico Elétrico Preliminar de uma Usina
Hidrelétrica é determinado a partir da alocação do deslocamento hidráulico
elétrico total de forma proporcional à garantia física modulada e ajustada com
sazonalização uniforme (flat), a partir da seguinte expressão:
31.
O montante de Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade Preliminar de uma
Usina Hidrelétrica é determinado a partir da alocação do total de deslocamento
hidráulico de inflexibilidade de forma proporcional à garantia física modulada
e ajustada com sazonalização uniforme (flat), a partir da seguinte expressão:
2.5.3.
Tratamento das usinas hidrelétricas que repactuaram o risco hidrológico no ACR
O
processo de tratamento das usinas que optaram pela repactuação do risco
hidrológico no ACR é obtido a partir dos seguintes comandos e expressões.
32.
Os proprietários das usinas que optaram pela repactuação do risco hidrológico
no âmbito do ACR podem ter escolhido repactuar a não totalidade da garantia
física dessas usinas. Dessa forma, é necessário segregar os montantes de
deslocamento hidráulico associados a essas usinas em duas parcelas: a parcela
associada à repactuação do risco hidrológico e a parcela não associada à
repactuação, sendo que para os volumes de deslocamento hidráulico associados à
repactuação existe um tratamento que depende do produto de repactuação
escolhido e do Ajuste MRE (GSF) verificado.
32.1.
Para as usinas que repactuaram o risco hidrológico no ACR, o montante de
Deslocamento Hidráulico Energético Preliminar Repactuado, que corresponde ao
total de deslocamento hidráulico energético preliminar da usina associado ao
volume de garantia física comprometido no processo de repactuação, é determinado
pela seguinte expressão:
32.2.
Para todas as usinas participantes do MRE, o montante de Deslocamento
Hidráulico Energético não Repactuado, que corresponde ao total de deslocamento
hidráulico energético preliminar da usina que não está associado ao volume de
garantia física comprometido no processo de repactuação, é determinado pela
seguinte expressão:
Importante:
Para
as parcelas de usinas cujos proprietários optaram pela não repactuação no ACR,
o valor do acrônimo DH_ENER_PRE_REP_UHp,j será zero.
32.3.
Para as usinas que repactuaram o risco hidrológico no ACR, o montante de
Deslocamento Hidráulico Elétrico Preliminar Repactuado, que corresponde ao
total de deslocamento hidráulico elétrico preliminar da usina associado ao
volume de garantia física comprometido no processo de repactuação, é
determinado pela seguinte expressão:
32.4.
Para todas as usinas participantes do MRE, o montante de Deslocamento
Hidráulico Elétrico não Repactuado, que corresponde ao total de deslocamento
hidráulico elétrico preliminar da usina que não está associado ao volume de
garantia física comprometido no processo de repactuação, é determinado pela
seguinte expressão:
Importante:
Para
as parcelas de usinas cujos proprietários optaram pela não repactuação no ACR,
o valor do acrônimo DH_ELE_PRE_REP_UHp,j será zero
32.5.
Para as usinas que repactuaram o risco hidrológico no ACR, o montante de
Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade Preliminar Repactuado, que
corresponde ao total de deslocamento hidráulico energético preliminar da usina
associado ao volume de garantia física comprometido no processo de repactuação,
é determinado pela seguinte expressão:
32.6.
Para todas as usinas participantes do MRE, o montante de Deslocamento
Hidráulico de Inflexibilidade não Repactuado, que corresponde ao total de
deslocamento hidráulico de inflexibilidade preliminar da usina que não está
associado ao volume de garantia física comprometido no processo de repactuação,
é determinado pela seguinte expressão:
Importante:
Para
as parcelas de usinas cujos proprietários optaram pela não repactuação no ACR,
o valor do acrônimo DH_INFLEX_PRE_REP_UH será zero.
33.
Para as usinas que repactuaram o risco hidrológico no ACR é necessário ajustar
os valores dos montantes de deslocamento hidrológico energético e elétrico
repactuados em função do produto de repactuação escolhido e pelo valor do
Ajuste MRE (GSF) apurado, sendo que as usinas só têm direito a receber a
parcela de deslocamento hidráulico repactuado com o não acionamento do produto.
34.
Para o produto P, no qual o proprietário de uma usina optou por não repassar
eventual energia secundária à Conta Bandeiras, quando o Ajuste MRE for superior
a um, situação que denota a presença de energia secundária, as usinas terão
direito integral aos montantes de deslocamentos hidráulicos repactuados. Em
situações com Ajuste MRE inferior a um, os montantes de deslocamentos hidráulicos
repactuados que as usinas terão direito irão variar em função do valor do fator
“f”, vinculado ao produto de repactuação escolhido, e do valor apurado do
Ajuste_MRE. Dessa forma, os montantes de Deslocamento Hidráulico Energético
Repactuado, de Deslocamento Hidráulico Elétrico Repactuado e de Deslocamento
Hidráulico de Inflexibilidade Repactuado de parcelas de usinas, que optaram por
repactuar o risco hidrológico em um produto classe “P”, para cada período de
comercialização, são determinados pelas seguintes expressões:
Para
parcela da usina hidráulica que repactuou o risco hidrológico do ACR em um
produto da classe “P” e o
35.
Para os produtos SPR e SP, como o proprietário da usina optou em repassar
eventual energia secundária à Conta Bandeiras, sempre que o Ajuste MRE for
superior a um, o que denota uma situação de presença de energia secundária, os
valores de deslocamentos hidráulicos repactuados serão zerados. Em situações
com Ajuste MRE inferior a um, os montantes de deslocamentos hidráulicos
repactuados que as usinas terão direito irão variar em função do valor do fator
“f”, vinculado ao produto de repactuação escolhido, e do valor apurado do
Ajuste_MRE.
36.
Dessa forma, os montantes de Deslocamento Hidráulico Energético Repactuado e de
Deslocamento Hidráulico Elétrico Repactuado e de Deslocamento por
Inflexibilidade Repactuado de parcelas de usinas, que optaram por repactuar o
risco hidrológico em produtos das classes SPR ou SP, para cada período de
comercialização, são determinados pelas seguintes expressões:
Para
parcela da usina hidráulica que repactuou o risco hidrológico do ACR em um
produto da classe “SP” ou produto “SPR” e o AJUSTE_MRE_RRHj>1
Importante:
Para
as parcelas de usinas cujos proprietários optaram pela repactuação em produto
da classe SPR, o Fator de Risco Hidrológico assumido pela usina (Fp,j) é sempre
zero.
2.5.4.
Determinação do montante final de deslocamento hidráulico de usinas
hidrelétricas participantes do MRE
O
processo de determinação dos montantes de deslocamento hidráulico consolidados
das usinas hidrelétricas participantes do MRE é determinado a partir dos
seguintes comandos e expressões.
37.
O montante de Deslocamento Hidráulico Energético de uma Usina Hidrelétrica é
determinado a partir da soma dos montantes de deslocamento repactuado e não
repactuado, para cada parcela de usina hidráulica, a partir da seguinte
expressão:
38.
O montante de Deslocamento Hidráulico Elétrico de uma Usina Hidrelétrica é
determinado a partir da soma dos montantes de deslocamento repactuado e não
repactuado, para cada parcela de usina hidráulica, a partir da seguinte
expressão:
39.
No que se refere ao deslocamento hidráulico por inflexibilidade, deve-se
determinar o montante de deslocamento hidráulico que irá produzir encargo
percebido pelo proprietário da usina e o montante de deslocamento hidráulico
que irá produzir encargo que será transferido aos agentes de distribuição.
40.
Dessa forma, o montante de Deslocamento Hidráulico por Inflexibilidade de uma
Usina Hidrelétrica é determinado a partir da soma dos montantes de deslocamento
repactuado e não repactuado, para cada parcela de usina hidráulica, “p”, a
partir da seguinte expressão:
41.
O montante de Deslocamento Hidráulico por Inflexibilidade de Repasse de uma
Usina Hidrelétrica é determinado a partir da diferença entre o montante de
Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade Preliminar Repactuado e o montante
Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade Repactuado, para cada parcela de
usina hidráulica, “p”, a partir da seguinte expressão:
2.5.5.
Determinação dos Encargos por Deslocamento Hidráulico
O
processo de determinação dos montantes de encargos oriundos do deslocamento
hidráulico é determinado a partir dos seguintes comandos e expressões.
42.
O montante de Encargo por Deslocamento Hidráulico Energético de uma Usina
Hidrelétrica é determinado a partir do produto entre o montante de deslocamento
energético da usina hidrelétrica e a diferença entre o PLD do submercado da
usina hidrelétrica e o PLD_X, preço associado ao custo de oportunidade da
geração em razão do armazenamento incremental nos reservatórios em virtude do
deslocamento hidráulico, para cada parcela de usina hidráulica, para cada
período de comercialização, a partir das seguintes expressões:
43.
O montante de Encargo por Deslocamento Hidráulico Elétrico de uma Usina Hidrelétrica
é determinado a partir do produto entre o montante de deslocamento elétrico da
usina hidrelétrica e a diferença entre o PLD do submercado da usina
hidrelétrica e o PLD_X, preço associado ao custo de oportunidade da geração em
razão do armazenamento incremental nos reservatórios em virtude do deslocamento
hidráulico, para cada parcela de usina hidráulica, no período de
comercialização, a partir das seguintes expressões:
44.
O Encargo por Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade de uma Usina
Hidrelétrica é determinado a partir do produto entre o montante de deslocamento
hidráulico de inflexibilidade da usina hidrelétrica e a diferença entre o PLD
do submercado da usina hidrelétrica e o PLD_X, preço associado ao custo de
oportunidade da geração em razão do armazenamento incremental nos reservatórios
em virtude do deslocamento hidráulico, para cada parcela de usina hidráulica e
para cada período de comercialização, a partir da seguinte expressão:
45.
O Encargo por Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade de Repasse de uma
Usina Hidrelétrica é determinado a partir do produto entre o montante de
deslocamento hidráulico de inflexibilidade de repasse da usina hidrelétrica e a
diferença entre o PLD do submercado da usina hidrelétrica e o PLD_X, preço
associado ao custo de oportunidade da geração em razão do armazenamento
incremental nos reservatórios em virtude do deslocamento hidráulico, para cada
parcela de usina hidráulica e para cada período de comercialização, a partir da
seguinte expressão:
2.5.6.
Dados de Entrada de Encargos por Deslocamento Hidráulico
2.5.7.
Dados de Saída de Encargos por Deslocamento Hidráulico
2.6. Apuração do Valor dos Encargos Não
Ajustados
Objetivo:
Identificar
os valores preliminares em reais por MWh para pagamento dos encargos de
serviços do sistema às usinas que recebem esses montantes.
Contexto:
A
apuração do valor dos encargos a ser aplicado aos agentes leva em conta o total
de encargos de serviços do sistema, exceto os Encargos por Segurança
Energética, e o total de consumo em que incidem esses custos. Esse valor ainda
deve sofrer alívio conforme verificado na etapa Ajuste dos Encargos Apurados. A
Figura 15 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
2.6.1.
Detalhamento da Apuração do Valor dos Encargos Não Ajustados
O
processo de apuração do valor dos encargos não ajustados é composto pelos
seguintes comandos e expressões:
46.
Os Encargos de Serviços do Sistema devem ser rateados entre o consumo total
atendido pelo SIN. A determinação do Consumo de Referência para Pagamento dos
Encargos de Serviços do Sistema depende do perfil do agente na CCEE:
46.1.
Se o agente pertencer à categoria de distribuição, o Consumo de Referência para
Pagamento dos Encargos de Serviços do Sistema refere-se ao Consumo Total
determinado no Módulo de Regras “Medição Contábil”, expresso por:
46.2.
Caso contrário, o Consumo de Referência para Pagamento dos Encargos de Serviços
do Sistema refere-se ao Consumo Atendido pelo SIN considerando uma eventual
parcela cativa de consumo e os ajustes de consumo entre distribuidores e
varejista referentes à agregação de medição dos consumidores livres do varejo e
eventuais atrasos na suspensão de fornecimento. O Consumo Atendido pelo SIN
verifica a geração de propriedade do agente, deduzindo essa parcela de geração
de seu(s) ponto(s) de consumo. O Consumo de Referência para Pagamento dos
Encargos de Serviços do Sistema é expresso, nessa condição, por:
46.2.1.
O Consumo Atendido pelo Sistema Interligado Nacional deve considerar a parcela
de geração de propriedade do agente, pois, conforme estabelecido no parágrafo
único do Art 59 do Decreto nº 5163, par fins de pagamento des Encargos de
Serviço do Sistema, o autoprodutor equipara-se ao consumidor na parcela de seu
consumo líquido, calculado pela expressão a seguir:
46.2.1.1.
O Percentual de Geração Alocada da usina
para atendimento à carga estabelece a proporção horária de alocação de geração
que cada parcela de carga possui, com base no percentual de direito de alocação
do agente. No caso do agente Varejista, tal percentual deve se limitar aos
agentes representados que possuam participação no respectivo empreendimento de
geração, garantindo que os demais representados não usufruam indevidamente de
uma energia que não possuam direito, conforme expressão abaixo:
47.
O ONS deverá informar à CCEE, conforme estabelecido no Acordo Operativo
CCEE/ONS, para cada restrição de operação ocorrida, a lista de usinas
impactadas e o tipo de restrição considerando a forma de rateio que deve ser
aplicada para os consumidores.
48.
Os Seguintes agrupamentos de submercados são utilizados tanto para o cálculo do
Valor dos Encargos de Serviços de Restrição de Operação (incluindo as
restrições por unit commitment) quanto para o cálculo do Valor do Encargos de
Outros Seviços Ancilares:
48.1.
O Valor dos Encargos de Serviços de Restrição de Operação de multi-submercados
em cada submercado “s” por período de comercialização “j”, em R$/MWh, é
expresso por:
Importante:
O
conjunto “SUB_SS” considerado na expressão deverá ser o mesmo atribuído a
parcela de usina “p” pelo ONS.
“SUB_SS”
é o conjunto submercados “s” compreendidos no agrupamento em que ocorreu a
restrição de operação
49.
O Valor do Encargo de Compensação Síncrona relaciona a soma dos encargos de
compensação síncrona apurados, em Reais (R$), pelo Consumo de Referência para
Pagamento dos Encargos de Serviços do Sistema, em MWh, resultando em um valor
em R$/MWh preliminar a ser pago pelos agentes e expresso por:
50.
O Valor do Encargo de Importação relaciona a soma dos encargos de importação
apurados, em Reais (R$), pelo Consumo de Referência para Pagamento dos Encargos
de Serviços do Sistema, em MWh, resultando em um valor em R$/MWh preliminar a
ser pago pelos agentes e expresso por:
50.1.
O Valor do Encargo de Outros Serviços Ancilares para Usinas relaciona os
encargos de serviços ancilares devido às usinas que prestaram os serviços, com
o consumo dos agentes que são responsáveis pela cobertura desses custos,
conforme segue:
50.2.
O Valor do Encargo de Outros Serviços Ancilares para Distribuidoras e
Consumidores relaciona os encargos de serviços ancilares referentes à
implantação, operação e manutenção de Sistema Especial de Proteção, com o
consumo dos agentes responsáveis pela cobertura desses custos, conforme segue:
Importante:
Para
cada usina ou agente que prestou serviços ancilares, o valor do conjunto
“SUB_SS” considerado para determinar o rateio dos pagadores que devem cobrir o
seu custo, é informado pela Aneel. Quando esse dado não for informado, será
considerado o SIN como agrupamento de submercados.
51.
O Valor do Encargo de Pagamento da Utilização do Saldo de Alívio de ESS
relaciona o Pagamento da Utilização do Saldo de Alívio de ESS, pelo Consumo de
Referência para Pagamento dos Encargos de Serviços do Sistema, em MWh,
resultando em um valor em R$/MWh preliminar a ser pago pelos agentes e expresso
por:
52.
O Valor de Encargo de Deslocamento Elétrico relaciona a soma dos encargos de
deslocamento elétrico apurados, em Reais (R$), pelo Consumo de Referência para
Pagamento dos Encargos de Serviços do Sistema, em MWh, resultando em um valor
em R$/MWh preliminar a ser pago pelos agentes e expresso por:
53.
O Valor do encargo por submercado, associado a redução de Resposta da Demanda,
correspondente ao valor incremental, que será rateado entre todos os
consumidores do SIN, sendo determinado pela seguinte expressão:
54.
O Valor dos Encargos de Serviços do Sistema Não Ajustados é um valor em R$/MWh,
que consolida os valores apurados em apenas uma informação por submercado e
período de comercialização, incluindo a parcela de valores associada às ofertas
despachadas do programa de RD com preços superiores ao PLD, rateados conforme
consumo de referência para fins de ESS, conforme expressão abaixo:
Importante:
O
Valor dos Encargos de Serviços do Sistema Não Ajustados submercados (VE_ESS)
não consta o encargo referente a reserva de potência operativa, visto o
tratamento distinto para fins de rateio.
55.
O Valor do Encargo para Atendimento ao Despacho Complementar para Manutenção da
Reserva de Potência Operativa determina o valor a ser pago para cada MWh
consumido pelo agente consumidor, considerando o rateio de todos os valores a
serem recebidos pelas usinas que prestam tal serviço pelo consumo mensal
líquido do SIN, entre todos os sbumercados:
2.6.2.
Dados de Entrada da Apuração do Valor dos Encargos Não Ajustados
2.7. Total de Recursos Ajustados para Alívio
de ESS
Objetivo:
Calcular
o montante financeiro de recursos disponível para alívio de encargos de
serviços do sistema.
Contexto:
Esta
etapa consolida o total de recursos financeiros disponíveis para alívio de
encargos de serviços do sistema. Esses recursos são utilizados para ajuste dos
valores dos encargos calculados na etapa anterior, reduzindo o montante de
encargos a serem rateados pelos consumidores de energia do SIN. A Figura 16
relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
2.7.1.
Detalhamento do Total de Recursos Ajustados para Alívio de ESS
O
processo de cálculo do total de recursos ajustados para alívio de encargos de
serviços do sistema é composto pelos seguintes comandos e expressões:
56.
Serão utilizados para o alívio dos Encargos de Serviços do Sistema os seguintes
recursos:
§
Penalidade de Medição;
§
Multa por Falta de Combustível;
§
Multa pelo não aporte de Garantias Financeiras;
§
Multa por inadimplência na liquidação financeira do mercado de curto prazo;
§
Saldo remanescente do alívio de exposições do mês vigente; e
§
Sobra de receitas advindas do mês anterior, a qual também considera eventual
saldo remanescente da Conta de Energia de Reserva (CONER) após o término de
suprimento dos Contratos de Energia de Reserva (CER) (Para maiores informações
sobre Energia de Reserva consulte o módulo específico).
57.
O Total de Penalidades para Abatimento dos ESS é composto pela soma dos
montantes financeiros efetivamente pagos pelos agentes a título de (i)
penalidades pela não geração de energia por falta de combustível, (ii)
penalidades associadas à coleta de dados de medição, (iii) penalidades por
inobservância do aporte de garantias financeiras, nos termos dos Procedimentos
de Comercialização vigentes, e (iv) multa por inadimplência na liquidação
financeira do Mercado de Curto Prazo. O Total de Demais Penalidades para
Abatimento dos ESS é expresso por:
58.
O Total das Penalidades Aplicadas para Alívio do ESS consolida o Total de
Penalidades para Abatimento dos ESS, por mês de apuração, conforme a seguinte
expressão:
59.
O Efeito de Importação de energia corresponde à somatória dos valores referente
aos custos por importação e o excedente financeiro de importação, tais valores
são revertidos em benefício da conta de Encargos de Serviços de Sistemas - ESS,
sendo expresso por:
59.1.
A soma do Excedente financeiro total referente ao valor verificado dos custos
por razão de importação, identifica o excedente financeiros a ser pagos pelo
agente no mês vigente, expresso por:
59.2.
O valor referente aos custos por razão de importação, identifica os montantes
financeiros a serem pagos pelo agente no mês vigente em função da importação de
energia elétrica, no mês de apuração, expresso por:
59.2.1.
O valor referente aos custos por razão de importação total, identifica os
montantes totais financeiros a serem pagos pelos agentes em função da
importação de energia elétrica, no mês de apuração, expresso por:
59.2.1.1.
O valor referente aos custos por razão de
importação, identifica os montantes financeiros a serem pagos pelos agentes em
função da importação de energia elétrica, no mês de apuração, expresso por:
60.
O Recurso proveniente de Importação do intercâmbio de energia corresponde à
somatória dos valores referente aos custos por importação, e o excedente
financeiro de importação, tais valores são revertidos em benefício da conta de
Encargos de Serviços de Sistemas - ESS, expresso por:
61.
O Total de Recurso Disponível para Alívio de ESS considera os recursos
remanescentes oriundos do tratamento das exposições em função das eventuais
diferenças de preços entre os submercados, os montantes residuais de meses
anteriores, além das penalidades utilizadas para alívio de ESS. Esse montante
mensal é utilizado para determinar o ajuste nos valores apurados na etapa
anterior e é expresso por:
Representação
Gráfica
2.7.2.
Dados de Entrada do Total de Recursos Ajustados para Alívio de ESS
2.7.3.
Dados de Saída do Total de Recursos Ajustados para Alívio de ESS
2.8. Ajuste dos Encargos Apurados
Objetivo:
Ajustar
os valores de encargos apurados em função dos recursos disponíveis para alívio.
Contexto:
O
valor dos encargos ajustados corresponde ao valor em R$/MWh efetivamente
aplicado à contabilização dos agentes para composição do pagamento de encargos
associados às usinas afetadas por restrições de operação, despachadas por razão
de segurança energética e/ou que prestam serviços ancilares ao sistema. A
Figura 18 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
2.8.1.
Detalhamento do Ajuste dos Encargos Apurados
O
processo de cálculo do ajuste dos encargos apurados é composto pelos seguintes
comandos e expressões:
62.
O Total de Encargos de Serviços do Sistema indica o valor em reais a ser pago
aos geradores por ESS. O Consumo de Referência para Pagamento de Encargos de
Serviços do Sistema (expresso em termos de energia) multiplicado pelo Valor dos
Encargos de Serviços do Sistema Não Ajustados, expresso em R$/MWh, incluindo o
encargo para atendimento da reserva de potência operativa,somado ao Total de
Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos para fins de
Recontabilização e sobras financeiras para alívio despesas futuras para fins de
recontabilização, fornece o Total de Encargos de Serviços do Sistema, conforme
expressão abaixo:
62.1.
O alívio retroativo não é reprocessado em recontabilizações onde houve sobra
futura, assim é necessário garantir que sejam mantidos os mesmos efeitos
percebidos na contabilização do mês de apuração. O valor referente ao encargo
de meses passados já aliviados na contabilização é incluído no total de
encargos de serviços do sistema do mês recontabilizado, a fim de serem
considerados nos montantes passíveis de alívio:
63.
O ajuste dos valores de encargos depende da relação entre o Total de Recurso
Disponível para Alívio de ESS e o Total de Encargos Passíveis de Alívio:
63.1.
Caso o Total de Recurso Disponível para Alívio de ESS seja suficiente para
atender o Total de Encargos de Serviços do Sistema, então os Encargos de
Serviços do Sistema são iguais à zero.
63.2.
Os valores dos Encargos de Serviços do Sistema podem sofrer ajustes em função
dos recursos disponíveis, representado pelo Fator de Ajuste dos Encarogs de
Serviços do Sistema, conforme seguinte equação:
63.2.1.
O Fator de Ajuste dos Encargos de Serviços do Sistema considera Total de
Recurso Disponível para Alívio de ESS em relação ao Total de Encargos de
Serviços do Sistema por meio da seguinte expressão:
63.3.
Os valores dos Encargos de Reserva de Potência Operativa podem sofrer ajustes
em função dos recursos disponíveis, representado pelo Fator de Ajuste dos
Encargos de Serviços do Sistema, conforme seguinte equação:
63.4.
Os valores dos Encargos de Importação podem sofrer ajustes em função dos recursos
disponíveis, representado pelo Fator de Ajuste dos Encarogs de Serviços do
Sistema, conforme seguinte equação:
63.5.
Os valores dos Encargos de Outros Serviços Ancilares para Usinas podem sofrer
ajustes em função dos recursos disponíveis, representado pelo Fator de Ajuste
dos Encarogs de Serviços do Sistema, conforme seguinte equação:
64.
O valor do Total de Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos
Ajustado para fins de Recontabilização pode sofrer ajuste em função dos
recursos disponíveis, representado pelo Fator de Ajuste dos Encarogs de
Serviços do Sistema
65.
O valor da Sobra Financeira Final para Alívio das Despesas Futuras Ajustado
para fins de Recontabilização pode sofrer ajuste em função dos recursos
disponíveis, representado pelo Fator de Ajuste dos Encargos de Serviços do
Sistema
2.8.2.
Dados de Entrada do Ajuste dos Encargos Apurados
2.8.3.
Dados de Saída do Ajuste dos Encargos Apurados
2.9. Apuração do Encargo por Deslocamento
Hidráulico por Inflexibilidade
Objetivo:
Apurar
os valores de encargos em função do deslocamento hidráulico por
inflexibilidade.
Contexto:
Valor
de encargos por Deslocamento Hidráulico por Inflexibilidade termoelétrica é
apurado com base no total de encargo de Deslocamento Hidráulico por
Inflexibilidade pelo total de Deslocamento Hidráulico por Inflexibilidade
gerador de ESS. Esse encargo é assumido pelos agentes geradores que originaram
o deslocamento. A Figura 19 relacionada esta etapa em relação ao módulo
completo:
2.9.1.
Apuração do Encargo por Deslocamento Hidráulico por Inflexibilidade
O
processo de cálculo do encargo por deslocamento hidráulico por inflexibilidade
é composto pelos seguintes comandos e expressões:
66.
O Total de Encargos de Deslocamento Hidráulico por Inflexibilidade em um
período comercialização é determinado a partir da seguinte expressão:
67.
O montante total de energia que deu origem ao encargo de deslocamento hidráulico
por inflexibilidade é determinado a partir da seguinte expressão:
68.
O Valor Ajustado do Encargo de Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade é
determinado a partir da seguinte expressão:
2.9.2.
Dados de Entrada da Apuração do Encargo por Deslocamento Hidráulico por
Inflexibilidade
2.9.3.
Dados de Saída da Apuração do Encargo por Deslocamento Hidráulico por
Inflexibilidade
2.10. Totalização e Rateio dos Encargos por
Segurança Energética
Objetivo:
Totalizar
os encargos por segurança energética e definir a forma de rateio desses
encargos.
Contexto:
O
total de encargos por segurança energética é constituído pela soma dos encargos
pagos às usinas despachadas por segurança energética e pelos encargos devidos
às usinas hidrelétricas participantes do MRE em função do despacho fora da
ordem de mérito e de importação sem garantia física associada. Esse encargo é
assumido pelos agentes de consumo a partir dos critérios estabelecidos nesta
etapa das regras de comercialização. A Figura 20 relacionada esta etapa em
relação ao módulo completo:
2.10.1.
Totalização dos Encargos por Segurança Energética
O
processo de totalização dos encargos por segurança energética é composto pelos
seguintes comandos e expressões:
69.
O Total de Encargos por Razão de Segurança Energética indica o valor em reais a
ser pago pelos agentes de consumo aos agentes proprietários de usinas
termelétricas que geraram por razões de segurança energética e também o valor a
ser pago aos agentes proprietários de usinas hidrelétricas participantes do MRE
que tiveram sua geração deslocada em função da geração efetuada fora da ordem
de mérito e por importação de energia sem lastro associado. Este valor é obtido
pela seguinte expressão:
2.10.2.
Detalhamento do Consumo de Referência para o Rateio de Encargos de Segurança
Energética e Encargos de Energia de Reserva
70.
Os Encargos por Segurança Energética e Encargos de Energia de Reserva devem ser
rateados pelo consumo líquido dos agentes:
70.1.
A Geração Utilizada na Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva
e de Segurança Energética é calculada pela soma de toda geração utilizada para
o abatimento das cargas, modeladas sobre o respectivo perfil de agente,
conforme expressão:
2.10.3.
Detalhamento do Valor dos Encargos por Segurança Energética
71.
O Valor dos Encargos de Segurança Energética relaciona a soma dos encargos de
segurança energética devidos às usinas, em Reais (R$), pelo Consumo de
Referência para Pagamento de Encargos de Segurança Energética de todos os
agentes no mês, em MWh, resultando em um valor em R$/MWh a ser pago pelos
agentes e expresso por:
2.10.4.
Dados de entrada da Totalização e do Rateio de Encargos por Segurança
Energética
2.10.5.
Dados de saída da Totalização e do Rateio de Encargos por Segurança Energética
2.11. Consolidação dos Encargos
Objetivo:
Consolidar
os valores a pagar e a receber de agente em função dos encargos apurados no
mês.
Contexto:
O
valor ajustado dos encargos multiplicado pela energia passível de pagamentos de
encargos deve ser consolidado, por agente, de modo a compor o resultado da
contabilização de cada agente, no mês de apuração. A Figura 21 relaciona esta
etapa em relação ao módulo completo:
2.11.1.
Detalhamento da Consolidação dos Encargos
O
processo de consolidação dos encargos é composto pelos seguintes comandos e
expressões:
Valores
à Receber:
72.
O Total de Recebimento por Encargos identifica todos os montantes financeiros
de encargos apurados para os perfis de geração e para perfis de consumo, no mês
de apuração, incluindo ainda os valores financeiros associados ao programa
estrutural de Resposta da Demanda. Esse valor é agregado ao resultado final do
agente a título de Encargos, sendo seu cálculo dado pela expressão:
72.1.
O Total de Recebimento por Encargos de perfis de Consumo identifica todos os
montantes financeiros de encargos apurados para todas as cargas do agente,
sendo seu cálculo expresso por:
73.
O Total de Recebimento por Encargos de perfis de Geração identifica todos os
montantes financeiros de encargos apurados para as usinas do agente, sendo seu
cálculo expresso por:
73.1.
O Total de Recebimento do Agente em função dos Encargos por Restrição de
Operação identifica os montantes financeiros a serem recebidos, por restrição
de operação (constrained-on e off, e unit commitment), pelas usinas do agente,
no mês de apuração, conforme a seguinte expressão:
73.2.
O Total de Recebimento do Agente em função dos Encargos por Razão de Segurança
Energética identifica os montantes financeiros a serem recebidos pelas usinas
do agente em função da geração verificada a título de segurança energética no
mês de apuração, dado pela seguinte expressão:
73.3.
O Total de Recebimento do Agente por Encargo de Compensação Síncrona identifica
os montantes financeiros a serem recebidos pelas usinas do agente em função do
fornecimento ou absorção de energia reativa, no mês de apuração, expresso por:
73.4.
O Total de Recebimento por Encargo para Atendimento ao Despacho Complementar para
Manutenção da Reserva de Potência Operativa identifica os montantes financeiros
a serem recebidos pelo agente proprietário de usinas que atendam ao despacho
complementar para manutenção da reserva de potência operativa no mês:
73.5.
O Total de Recebimento por Encargos de Importação, identifica os montantes
financeiros a serem recebidos pelo perfil de agente função da importação de
energia:
73.6.
O Total de Ajuste do Agente em função da Substituição de Geração identifica os
montantes financeiros relativos à diferença do Custo Declarado associado à
produção de energia das usinas substitutas e as que foram substituídas no mês
de apuração, conforme a seguinte expressão:
73.1.
O Total de Recebimento por Encargos de Outros Serviços Ancilares de perfis de
Consumo identifica os montantes financeiros a serem recebidos pelo agente pela
prestação de serviços ancilares de suas cargas, no mês de apuração, expresso
por:
73.2.
O Total de Recebimento por Encargos de Outros Serviços Ancilares de perfis de
Geração identifica os montantes financeiros a serem recebidos pelo agente pela
prestação de serviços ancilares de suas usinas, no mês de apuração, expresso
por:
73.3.
O Total de Recebimento por Encargos de Deslocamento Hidráulico de perfis de
Geração identifica os montantes financeiros a serem recebidos pelo agente
proprietário de usinas hidrelétricas do MRE em função dos deslocamentos
hidráulicos de origem energética, elétrica e/ou de inflexibilidade:
73.4.
O Total de Recebimento por Encargos de Deslocamento Hidráulico de perfis de
Consumo identifica o montante financeiro a ser recebido pelo distribuidor em
função dos deslocamentos hidráulicos de origem de inflexibilidade:
73.4.1.
O Encargo de Deslocamento Hidráulico de Inflexibilidade Repassado ao
Distribuidor identifica o montante financeiro de deslocamemento hidráulico destinado
a um distribuidor em virtude do proprietário da usina hidrelétrica ter aderido
à Repactuação do Risco Hidrológico do ACR, sendo determinado pela seguinte
expressão:
73.4.2.
O Fator de Rateio do Valor de Repasse de Risco Hidrológico do ACR entre os
agentes de distribuição é determinado pela seguinte expressão:
Valores
à Pagar:
74.
O Total de Pagamento do Agente por Encargos no mês de apuração identifica todos
os montantes financeiros de encargos a serem pagos pelo agente. Esse valor é
agregado ao resultado final do agente a título de Encargos. O Total de
Pagamento do Agente por Encargos é dado pela expressão:
74.1.
O Total de Pagamento por Encargos referentes aos perfis de Consumo do Agente no
mês de apuração identifica todos os montantes financeiros de encargos a serem
pagos pelas cargas do agente, sendo seu cálculo express por:
74.2.
O Total de Pagamento por Encargos referentes aos perfis de Geração do Agente no
mês de apuração identifica todos os montantes financeiros de encargos a serem
pagos pelas usinas do agente, sendo seu cálculo express por:
74.3.
SFM_FUT_RECONT_Aa,m é a Sobra Financeira do Mês para Alívio das Despesas
Futuras Ajustado para fins de Recontabilização do perfil de agente “a”, no mês
de apuração “m”O Pagamento por Encargos de Serviços do Sistema é determinado,
para cada perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”, pela seguinte
expressão:
74.4.
O demonstrativo financeiro da parcela dos Encargos de Serviços do Sistema em
função da assunção pelos agentes conectados do consumo resultante do atraso de
suspensão de fornecimento corresponde ao consumo apurado em atraso multiplicado
pelo valor unitário do encargo:
74.5.
O Pagamento dos Encargos por Razão de Segurança Energética será rateado
proporcionalmente pelo consumo considerando eventual geração de propriedade da
carga, calculado conforme a seguinte expressão:
74.6.
O demonstrativo financeiro da parcela dos Encargos de Segurança Energética em
função da assunção pelos agentes conectados do consumo resultante do atraso de
suspensão de fornecimento corresponde ao consumo apurado em atraso multiplicado
pelos valor unitário do encargo:
74.7.
O Pagamento do Encargo para Atendimento ao Despacho Complementar para
Manutenção da Reserva de Potência Operativa é determinado para cada perfil de
agente conforme seguinte expressão:
74.8.
O Pagamento do Encargo de Importação é determinado para cada perfil de agente,
conforme seguinte expressão:
74.9.
O Pagamento do Encargo de Deslocamento Hidráulico por Inflexibilidade é determinado
para cada perfil de agente, conforme a seguinte expressão:
74.10.
O Pagamento do Encargo de Outros Serviços Ancilares é determinado para cada
perfil de agente, conforme seguinte expressão:
75.
O Total de Encargos Consolidado identifica o valor a ser pago (negativo) ou
recebido (positivo) a ser agregado ao resultado final da contabilização do
agente no mês de apuração a título de Encargos, expresso por:
2.11.2.
Dados de Entrada da Consolidação dos Encargos
2.11.3.
Dados de Saída da Consolidação dos Encargos
3. Anexos
Esta
seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Encargos”,
explicitando seus objetivos, comandos,
expressões
e informações de entrada/saída.
3.1. Anexo I – Determinação dos Recursos
Utilizados para Alívio Retroativo
Objetivo:
Calcular
os recursos residuais utilizados no alívio retroativo e ainda sua eventual
utilização em futuros ciclos contábeis.
Contexto:
Os
recursos financeiros residuais após o alívio dos encargos de serviços do
sistema são utilizados para abatimento de exposições e encargos não aliviados
nos doze últimos ciclos contábeis. Após esse alívio retroativo, um eventual
saldo residual é armazenado para utilização no próximo ciclo contábil. A Figura
22 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
3.1.1.
Detalhamento da Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo
76.
O processo de cálculo da determinação dos recursos utilizados para alívio
retroativo é composto pelos seguintes comandos e expressões:
76.1.
O Recurso Disponível para o Alívio Retroativo do 12º Mês Anterior corresponde
ao montante residual entre o Total de Recursos Utilizados para Alívio de ESS
oriundo do tratamento das exposições em função da diferença de preços entre os
submercados e o Total de Encargos de Serviços do Sistema no mês de apuração,
utilizado para alívio retroativo das doze últimas contabilizações. Em caso de
Recontabilização, este acrônimo não é reapurado, assumindo o mesmo valor obtido
na contabilização do mês, expresso por:
76.2.
A Sobra Financeira para Alívio das Despesas Futuras com ESS corresponde à sobra
residual de recursos disponível para alívio de ESS descontada ainda a parcela
utilizada para alívio das doze últimas contabilizações, este último somente nos
processamentos de contabilização, utilizada no próximo ciclo contábil e dada
pela expressão:
76.3.
O Total de Pagamento de Encargos Passível de Alívio Retroativo refere-se ao
total de pagamentos referentes aos encargos de serviços do sistema. Desta
forma, a expressão que determina o Total de Pagamento de Encargos Passível de
Alívio Retroativo por agente no mês de apuração é dada por:
Importante:
Os
perfis de agente das classes de Importação e Exportação para os meses em que
for observado exportação de energia elétrica em caráter interruptível não farão
jus ao alivio retroativo do total de seus encargos passíveis de alivio, ou
seja, o Total de Pagamento de Encargos Passível de Alívio Retroativo
(TP_ENC_ARa,m) para os referidos meses serão iguais a zero.
3.1.2.
Dados de Entrada da Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo
3.1.3.
Dados de Saída da Determinação dos Recursos Utilizados para Alívio Retroativo
3.2. Anexo II – Determinação da Energia
Contratada Utilizada para Encargos de Serviços do Sistema
Objetivo:
Calcular
as horas de geração indisponível para as usinas eólicas, assim como a geração
frustrada e a energia contratada utilizados para determinar o montante de
encargo por restrição de operação a ser recebido.
Contexto:
As
usinas eólicas, cuja linha de transmissão externa a usina esteja indisponível
por um período superior ao limite determinado pelo regulador, passam a receber,
via ESS, pelo montante de geração frustrada limitada ao seu respectivo montante
de energia comercializado. A Figura 23 relaciona esta etapa em relação ao
módulo completo:
3.2.1.
Detalhamento do Banco de Horas de Indisponibilidade em função da Transmissão
77.
O processo de cálculo da determinação do banco de horas em função da
indisponibilidade externa é composto pelos seguintes comandos e expressões:
77.1.
A indisponibilidade da linha de transmissão é contabilizada e enviada pelo ONS
quando ela é externa a usina impactando a geração, caso contrário a mesma será
zero, conforme equação a seguir:
Se
no período de comercialização "j" há evento de constrained-off,
indicado pelo ONS, ocasionado por indisponibilidade da linha de transmissão
externa à usina, então:
78.
As horas caracterizadas como indisponíveis pelo ONS são somadas no banco de
indisponibilidade em função da transmissão, conforme a seguinte equação:
3.2.2.
Detalhamento da Geração Frustrada
79.
Inicialmente, se faz necessário apurar a geração frustrada do conjunto de
usinas eólicas nos momentos em que a indisponibilidade externa e a geração de
referência são maiores que a medição de geração, conforme a seguir:
80.
A geração frustrada preliminar da usina é calculada individualmente para cada
usina eólica do conjunto, conforme a seguir:
81.
Em seguida toda a geração frustrada preliminar das usinas eólicas que compõem o
conjunto é agregada, conforme a equação:
82.
A geração frustrada total do conjunto é rateada de forma a determinar
proporcionalmente o montante de geração frustrada de cada usina pertencente ao
conjunto, sendo aplicável apenas para as usinas que ultrapassaram o limite de
horas, conforme as seguintes expressões:
83.
A geração frustrada de cada usina é levada ao centro de gravidade para que as
perdas sejam aplicadas, conforme a seguir:
84.
A geração teórica diz respeito a quantidade de energia que teria sido gerada caso
a linha de transmissão externa a usina não estivesse indisponível, conforme a
seguir:
3.2.3.
Detalhamento da Energia Contratada
85.
A geração frustrada passível de recebimento de encargo via ESS é limitada à
garantia física da usina, conforme a seguinte equação:
Importante:
Deve
ser considerada a garantia física do ano de apuração.
No
primeiro ano em vigor da Resolução deve ser considerada o número de horas
proporcional (outubro a dezembro).
86.
O limitador de geração passível ao recebimento de encargo é atualizado
mensalmente descontando a quantidade de energia vendida nos meses anteriores
para fins de ESS, conforme a seguir:
86.1.
A quantidade de energia vendida no mês passível de recebimento de ESS considera
a geração teóricano limite do saldo disponível, conforme a equação a seguir:
87.
Para usinas que possuem Garantia Física, a energia é modulada conforme a
geração da usina da seguinte forma:
88.
Para as usinas que não possuem Garantia Física, a energia será calculada
conforme a seguir:
3.2.4.
Dados de Entrada da Determinação da Energia Contratada Utilizada para Encargos
de Serviços do Sistema
3.2.5.
Dados de Saída da Determinação da Energia Contratada Utilizada para Encargos de
Serviços do Sistema
ANEXO
IV
Consolidação
de Resultados
versão
2025.5.0
1.
Introdução
O
Módulo de Consolidação de Resultados promove a consolidação de todas as
componentes financeiras consideradas para fins de obtenção dos valores
associados à contabilização das operações realizadas no âmbito da CCEE pelos
agentes. Tal módulo visa determinar os efeitos da contratação na modalidade de
disponibilidade, por regime de cota de
garantia
física, por contrato de Cota de Energia Nuclear (CCEN), os ajustes referentes
ao alívio retroativo de encargos, a restituição dos montantes financeiros
excedentes da CONER, os ajustes decorrentes dos resultados de Itaipu, os
ajustes decorrentes do repasse do risco hidrológico do ACR, bem como consolidar
o resultado de cada agente da CCEE.
O
Módulo de Regras “Consolidação de Resultados” subsidia os processos de: (i)
liquidação financeira conduzido mensalmente pela CCEE, (ii) cálculo das
garantias financeiras a serem aportadas pelos agentes, com o objetivo de
mitigar os riscos de inadimplência nos processos de liquidação financeira e
(iii) determinação dos ajustes de recontabilização e eventuais ajustes na
contabilização.
Este
módulo envolve: Todos os agentes da CCEE.
1.1.
Conceitos Básicos
1.1.1.
O Esquema Geral
O
módulo “Consolidação de Resultados”, esquematizado na Figura 1, é composto por
várias etapas de cálculo, com o objetivo principal de apurar os valores de
receitas e despesas resultantes do processamento da contabilização na CCEE,
visando o processo de liquidação financeira:
São
apresentadas abaixo as descrições das etapas que serão detalhadas neste
documento:
§
Ajustes Decorrentes da Contratação por Disponibilidade: determina os efeitos da
contratação por disponibilidade a serem considerados nos resultados da
contabilização dos agentes. Em linhas gerais, este submódulo responde pela
apuração do repasse às distribuidoras devido aos efeitos contábeis da operação
no Mercado de Curto Prazo e os encargos recebidos das usinas comprometidas com
contratos por disponibilidade.
§
Ajustes Decorrentes da Contratação por Regime de Cotas de Garantia Física:
determina os efeitos da contratação pelo regime de cotas de garantia física a
serem considerados nos resultados da contabilização dos agentes. Em linhas
gerais, este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras dos
efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo, dos Ajustes de
exposições financeiras, dos efeitos da compensação do MRE, de recebimento de
encargo referente à compensação síncrona, e pagamentos de encargos por
Segurança Energética referentes às usinas.
§
Ajustes Decorrentes da Contratação de Energia Nuclear: determina os efeitos da
contratação de Energia Nuclear a serem considerados nos resultados da
contabilização dos agentes. Em linhas gerais, este submódulo responde pela
apuração do repasse às distribuidoras dos efeitos contábeis da operação no
Mercado de Curto Prazo, dos Ajustes de exposições financeiras, dos efeitos da
compensação do MRE e de Encargos recebidos das usinas.
§
Ajustes Decorrentes do Alívio Retroativo: calcula os ajustes necessários para
cobertura retroativa de exposições financeiras negativas e dos valores de
encargos já liquidados, na contabilização dos agentes da CCEE. Este mecanismo
não é reapurado em recontabilizações.
§
Restituição, aos Usuários de Energia de Reserva, dos montantes financeiros
excedentes da CONER: apura o excedente estimado na CONER, a partir dos
resultados do agente ACER na contabilização e o consolida com os montantes
apurados de sobras existentes na CONER após realizados os pagamentos no âmbito
da Liquidação de Energia de Reserva. O montante final é calculado para impactar
o resultado do agente Usuário de Energia de Reserva que receberá a restituição
dos montantes no MCP.
§
Ajustes Decorrentes dos Resultados de Itaipu: apura os valores a serem
repassados aos agentes de distribuição referentes aos riscos hidrológicos
associados à geração de Itaipu, conforme determinado pelo Decreto nº
8.401/2015. Este submódulo responde pela apuração do repasse às distribuidoras
dos efeitos contábeis da operação no Mercado de Curto Prazo, dos Ajustes de
exposições financeiras, dos efeitos da compensação do MRE, associados à
operação de Itaipu.
§
Ajustes Decorrentes do Repasse do Risco Hidrológico do ACR: apura os valores a
serem repassados aos agentes de distribuição a partir do valor determinado de
repasse do risco hidrológico do ACR de cada parcela de usina cujos
proprietários optaram em repassar essa parcela de risco aos agentes de
distribuição.
§
Consolidação de Resultados: consolida os montantes apurados nos demais módulos
das regras de comercialização em um único valor (resultado), visando a
liquidação financeira das operações dos agentes no mês de apuração.
1.1.1.1.
Anexos
§
Apuração da Sobra de Recursos Financeiros no Mês: determina as sobras de
recursos financeiros decorrentes do processo de contabilização, após o processo
de alívio retroativo. Estes valores são destinados para alívio futuro de
encargos, mediante constituição do fundo de reserva de ESS a ser administrado
pela CCEE.
§
Ajustes decorrentes do custo de usinas despachadas por ordem de mérito que se
enquadrem na situação PLD<INC: determina os ressarcimentos dos custos dos
geradores, despachados por ordem de mérito de preço no ONS, não cobertos pelo
PLD, rateando o custo remanescente por todos os agentes que apresentarem
consumo no mês de apuração.
1.1.2.
Os Efeitos da Contratação por Disponibilidade
Conforme
visto no Módulo de Regras “Comprometimento de Usinas”, os contratos por
disponibilidade preveem a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos
agentes compradores, exceto CCEARs com obrigação de entrega de usinas térmicas
com modalidade de despacho tipos I com CVU ou IIA, e CCEARs de leilões
realizados de 2011 em diante de usinas a biomassa ou resíduos sólidos urbanos,
cabendo ao vendedor o compromisso da manutenção da disponibilidade contratada
nestes leilões.
No
processo de contabilização, a energia gerada pelo agente vendedor é comparada
com a energia comprometida nos contratos de venda por disponibilidade e o
resultado é repassado às distribuidoras, na forma de efeito da contratação por
disponibilidade. Este tratamento é dado para os leilões na modalidade
disponibilidade, com exceção para as usinas termoelétricas comprometidas com
CCEARs com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou
energia existente. Para estes contratos é comparada a obrigação de entrega de
energia com os contratos de venda, sendo este resultado repassado para as distribuidoras
independente da geração realizada.
A
geração verificada das usinas, bem como eventuais recebimentos por prestação de
serviços do sistema também são repassados aos compradores, exceto para as
usinas térmicas com modalidade de despacho tipos I com CVU ou IIA comprometidas
com CCEARs por disponibilidade com obrigação de entrega provenientes de leilões
de energia nova ou energia existente. Para as usinas comprometidas com produtos
por disponibilidade com obrigação de entrega provenientes de leilões de energia
nova ou energia existente, os encargos de serviços do sistema são liquidados
para o vendedor.
A
Figura 2 exemplifica o processo de apuração dos efeitos da contratação por
disponibilidade para uma usina com garantia física totalmente comprometida com
um contrato por disponibilidade, exceto os contratos com obrigação de entrega
de usinas térmicas com modalidade de despacho tipos I com CVU ou IIA. Neste
caso, o PLD apurado no período é menor que o Custo Variável Unitário – CVU da
usina atrelada a esse contrato. Neste caso, a usina não é despachada pelo ONS e
não existe parcela variável aplicável à contratação. O efeito da contratação
por disponibilidade refere-se ao balanço energético da usina assumido pela
distribuidora:
Em
um segundo caso, exemplificado pela Figura 3, o PLD apurado no período é maior
que o CVU da usina. Neste caso, a usina é despachada pelo ONS acrescentando uma
parcela variável à receita fixa assumida pela distribuidora. Da mesma forma que
no exemplo anterior, o efeito da contratação por disponibilidade refere-se ao
balanço energético da usina assumido pela distribuidora:
Em uma terceira situação, caso a usina seja
termoelétrica, e totalmente comprometida com CCEARs por disponibilidade com
obrigação de entrega provenientes de leilões de energia nova ou energia
existente, o processo de apuração dos efeitos da contratação por
disponibilidade verifica a obrigação de entrega de energia comparada com o
contrato, independentemente da geração realizada, conforme exemplificado na
Figura 4.
De
modo análogo à operação no curto prazo determinada pelo cálculo do balanço
energético das usinas comprometidas com contratos por disponibilidade, os
encargos atribuídos a estes empreendimentos também compõem os efeitos da
contratação por disponibilidade, aplicáveis aos resultados da contabilização
dos agentes envolvidos nesta modalidade de contratação.
1.1.3.
Os Efeitos da Contratação por Regime de Cotas de Garantia Física
Os
contratos por regime de cotas de garantia física preveem a assunção dos riscos
hidrológicos por parte dos agentes cotistas (distribuidoras), cabendo ao
gerador (agente concessionário) o compromisso da manutenção da geração
contratada nesta modalidade.
No
processo de contabilização, a energia gerada pelo agente vendedor é comparada
com a energia comprometida no contrato de cota de garantia física e o resultado
é repassado às distribuidoras.
A
geração verificada das usinas hidráulicas comprometidas com o regime de cotas
de garantia física, bem como eventuais recebimentos de encargos por prestação
de serviços ancilares ao sistema, e resultados positivos do MRE também são
repassados aos cotistas, uma vez que estes devem arcar com o custo de operação
destas usinas.
1.1.4.
Os Efeitos da Contratação de Energia Nuclear
Os
Contratos de Cota de Energia Nuclear preveem a assunção dos riscos hidrológicos
por parte dos agentes cotistas (distribuidoras), cabendo ao gerador (agente
concessionário) o compromisso da manutenção da geração contratada nesta
modalidade.
No
processo de contabilização, a energia gerada pelo agente vendedor é comparada
com a energia comprometida nos contratos de Cotas de Energia Nuclear, e o
resultado é repassado às distribuidoras.
A
geração verificada das usinas nucleares Angra I e II, bem como eventuais
recebimentos de encargos, os efeitos do MCP e as exposições financeiras também
são repassados aos agentes cotistas, uma vez que estes devem arcar com o custo
de operação destas usinas, conforme estabelecido no art. 10º da Lei 12.111 de
2009 e em regulamentação específica.
1.1.5.
Alívio Retroativo de Encargos e Exposições Negativas
A
regulamentação vigente determina que a sobra do excedente financeiro e das
exposições positivas, após o alívio das exposições negativas residuais do mês
de apuração, do mês anterior e das despesas com encargos no mês de apuração,
seja utilizada para abater de forma alternada as eventuais exposições negativas
remanescentes de até doze meses anteriores e os encargos, ordenados do mês
“m-12” até o mês “m-2”, finalizando com o alívio de encargos do mês “m-1”.
A
partir de então, os recursos restantes são depositados em um fundo destinado ao
alívio das despesas futuras com encargos dos agentes.
A
Figura 5 ilustra a forma com a qual os recursos residuais advindos do excedente
financeiro no mês e o total de exposições positivas, são destinados
inicialmente para compensação das exposições negativas residuais do mês
anterior, seguido do auxílio no pagamento de encargos devidos no mês corrente.
Permanecendo um saldo positivo, e o processamento não sendo uma
recontabilização, (para manter os impactos restritos ao mês recontabilizado),
este deve ser utilizado para compensação das exposições negativas residuais e
de encargos dos doze meses anteriores de forma intercalada, ordenados do mês
“m-12” a “m-2”, finalizando com o pagamento de encargos do mês “m-1”.
Finalmente, ainda restando um saldo positivo, este deve ser destinado a um
fundo reserva para mitigar os encargos calculados em meses futuros.
1.1.6.
Restituição, aos Usuários de Energia de Reserva, dos montantes financeiros
excedentes da CONER
Em
cenários de PLD elevado ou com alto volume de geração, o resultado do ACER, que
é integralmente destinado para a composição do saldo na CONER, pode motivar a
existência de montante nessa conta mais que suficiente para o pagamento de
todos os custos incorridos na contratação de Energia de Reserva. Como a
existência de montantes monetários não utilizados nessa conta faz com que esses
permaneçam imobilizados até a Liquidação de Energia de Reserva, quando já é
identificado que o agente ACER motivará a formação de excedentes na CONER a
partir de estimativas de custos futuros, esse montante deve ser lançado a
crédito do Usuário de Energia de Reserva na liquidação do MCP.
Tanto
os excedentes apurados na Liquidação de Energia de Reserva, como as estimativas
de excedentes apuradas com base no resultado do ACER no MCP, são consolidados e
considerados no resultado final dos agentes. Agentes que se apresentem como
inadimplentes na Liquidação de Energia de Reserva não recebem a restituição,
sendo esse valor retornado ao agente ACER, para constituição de saldo na CONER.
1.1.7.
Ajustes Decorrentes dos Resultados de Itaipu
A
contratação da energia referente à geração da usina de Itaipu é definida pelo
Decreto 4.550/2002, que regulamenta a comercialização de sua energia elétrica.
O referido Decreto institui a Eletrobrás como Agente Comercializador de Itaipu,
atribuindo-lhe a responsabilidade pela comercialização da energia gerada pela
usina. Os concessionários de distribuição de energia recebem cotas da energia
elétrica a serem repassadas pela Eletrobrás.
O
Decreto 8.401/2015, que instituiu as Banderas tarifárias, alterou o Decreto
4.550, de forma a atribuir às concessionárias de distribuição, na proporção de
suas cotas parte, os riscos hidrológicos associados à geração de Itaipu,
considerados os efeitos do MRE. Dessa forma, os valores dos efeitos observados
no MCP do balanço energético de Itaipu, os efeitos das exposições financeiras
de submercados arcados por Itaipu, e o resultado dos efeitos do MRE são
consolidados e repassados para as concessionárias de distribuição na proporção
das suas cotas parte.
1.1.8.
Ajustes Decorrentes do Repasse do Risco Hidrológico do ACR
A
Lei nº 13.203/2015 estabelece que o risco hidrológico suportado pelos agentes
de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia –
MRE, poderá ser repactuado pelos geradores, desde que haja anuência da Agência
Nacional de Energia Elétrica - Aneel, mediante contrapartida dos agentes de
geração hidrelétrica.
Com
isso, os resultados apurados de risco hidrológico das usinas participantes do
MRE que optaram em repassar esse risco devem ser assumidos pelos agentes de
distribuição no ACR, nos termos da regulamentação específica, que regulamenta
os critérios de anuência e as condições para a repactuação do risco
hidrológico. Desta maneira, os valores dos efeitos observados no MCP do balanço
energético dessas usinas que optaram pela repactuação e o resultado dos efeitos
do MRE são consolidados e repassados para as concessionárias de distribuição,
nas devidas proporções de acordo com o produto de repactuação que as usinas
optaram e o valor do GSF.
1.1.9.
Consolidação de Resultados
A
consolidação de resultados incorpora, por perfil de agente, no mês de apuração,
os seguintes pagamentos e recebimentos, visando o processo de liquidação
financeira realizado pela CCEE:
§
Mercado de Curto Prazo;
§
Compensação do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE);
§
Ajuste de Exposições;
§
Encargos;
§
Efeitos da Contratação por Disponibilidade;
§
Efeitos da Contratação por Regime de Cotas de Garantia Física;
§
Efeitos da Contratação de Energia Nuclear;
§
Pagamento de Penalidades;
§
Ajuste Mensal de Disputas;
§
Ajustes Referente ao Alívio Retroativo;
§
Ajuste Decorrente do Processamento do MCSD Ex-post;
§
Ajuste Decorrente da Restituição dos Excedentes da CONER;
§
Ajuste Decorrente dos Resultados de Itaipu;
§
Ajuste Decorrente do Repasse do Risco Hidrológico do ACR.
2. Detalhamento das Etapas de Consolidação de
Resultados
Esta
seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Consolidação de
Resultados”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de
entrada/saída.
2.1. Determinação dos Ajustes Decorrentes da
Contratação por Disponibilidade
Objetivo:
Apurar
o efeito da contratação por disponibilidade a ser considerado nos resultados da
contabilização dos agentes.
Contexto:
Os
contratos por disponibilidade preveem que a receita fixa e os custos variáveis
de produção associados à operação das usinas, devem ser repassados às
distribuidoras compradoras destes contratos. Em contrapartida, os efeitos
contábeis da operação destas usinas no Mercado de Curto Prazo e os encargos
recebidos devem ser igualmente repassados às distribuidoras nos termos das
disposições contratuais. A Figura 7 situa essa etapa do cálculo em relação ao
módulo completo de consolidação de resultados:
2.1.1.
Detalhamento dos Ajustes Decorrentes da Contratação por Disponibilidade
1.
O cálculo do efeito da contratação por disponibilidade no resultado da
contabilização dos agentes é realizado de acordo com os seguintes comandos e
expressões:
2.
O Balanço Energético do Produto é determinado para a usina comprometida com contratos
por disponibilidade, de modo a calcular os efeitos no mercado de curto prazo da
operação destes empreendimentos. O cálculo do Balanço Energético do Produto
depende do tipo de contrato (CCEAR ou CER) firmado:
2.1.
Para a usina vinculada a um produto negociado em CCEAR por disponibilidade,
exceto CCEAR com obrigação de entrega de usinas térmicas com modalidade de
despacho tipos I com CVU ou IIA, e CCEARs de usinas a biomassa ou resíduos
sólidos urbanos comprometidas com leilões realizados de 2011 em diante, o
Balanço Energético do Produto corresponde à diferença entre a energia gerada
para atendimento ao produto e a quantidade de energia vendida em CCEARs por
disponibilidade nesse mesmo produto. Também são considerados no cálculo a
energia para atendimento do contrato nos casos de início do período de
suprimento do CCEAR em data anterior à entrada em operação comercial da usina.
Dessa forma, o Balanço Energético do Produto é expresso por:
2.2.
Para a usina termelétrica com modalidade de despacho tipo I com CVU ou IIA
comprometidas com CCEARs por disponibilidade com obrigação de entrega, e usinas
a biomassa ou resíduos sólidos urbanos comprometidas com CCEARs de leilões
realizados de 2011 em diante, o Balanço Energético do Produto corresponde à
diferença entre a obrigação de entrega de energia ao produto e a quantidade de
energia vendida em CCEARs por disponibilidade nesse mesmo produto, conforme
seguinte equação:
2.3.
Para a usina vinculada a um produto negociado em um CER, o Balanço Energético
do Produto corresponde à própria energia gerada destinada para atendimento ao
produto, expresso por:
3.
Para as usinas termelétricas com CVU comprometidas com CCEAR proveniente de
leilões de energia nova realizado de 2016 em diante ou 23° e 24° leilões de
energia existente, o Efeito no Mercado de Curto Prazo (MCP), corresponde à
totalização no mês da valoração do Balanço Energético do Produto ao Preço de
Liquidação das Diferenças. Além disso em caso de exposição negativa, devido a
indisponibilidade forçada ou programada, com relação a obrigação de entrega,
nos 3 primeiros anos após entrada em operação comercial, haverá tratamento
diferenciado, conforme seguinte expressão:
3.1.
Nos 3 primeiros anos após entrada em operação comercial, eventual exposição
negativa do gerador com relação obrigação de entrega ocasionado por
indisponibilidade forçada ou programada, é valorada ao gerador com ICB
atualizado, sendo as diferenças do distribuidor, conforme as seguintes
expressões:
4.
Para as demais usinas, o Efeito no Mercado de Curto Prazo (MCP) do Produto de
cada usina comprometida com CCEAR por disponibilidade ou CER, corresponde à
totalização no mês da valoração do Balanço Energético do Produto ao Preço de
Liquidação das Diferenças. Esse montante é incorporado ao Efeito da Contratação
por Disponibilidade do agente para repasse às distribuidoras no processo de
consolidação de resultados e é expresso por:
5.
O Total de Encargos Associado ao Produto identifica os encargos atribuídos a
cada usina térmica com despacho tipo I com CVU ou IIA vinculada a um contrato
por disponibilidade, dada pela Geração destinada ao produto descontada a
inflexibilidade contratual, além de usinas eólicas comprometidas com CCEAR por
disponibilidade e CER. Este total, consolidado no mês de apuração, engloba os
encargos recebidos em face de despacho por (i) restrição de operação, (ii)
razão de segurança energética, (iii) unit commitment e (iv) o encargo associado
à diferença de CVUs em função do despacho diferenciado.
6.
Para as usinas térmicas com despacho tipo I com CVU ou IIA comprometidas com os
CCEARs ou CERs por disponibilidade sem obrigação de entrega:
6.1.
Para usinas que estejam despachadas por restrição de operação constrained-on,
unit commitment ou segurança energética, o total de encargos passíveis de
repasse será calculado conforme expressão abaixo:
6.1.1.
A geração referente aos encargos passiveis de repasse é calculada pela
diferença entre a Geração Destinada para atendimento ao Produto e a Geração
Inflexivel destinada ao produto, ambas fora da ordem de mérito, conforme
expressão abaixo:
6.1.2.
O Encargo associado à Diferença de CVUs representa o valor do encargo que não
será repassado aos compradores dos CCEARs por disponibilidade, em razão da
diferença entre o CVU que a usina foi despachada e o CVU dos CCEARs. Seu valor
será diferente de zero apenas para as usinas devidamente autorizadas pela Aneel
e despachadas por encargo pelo ONS a um CVU diferente do definido no CCEAR, e é
obtido pela diferença entre o CVU despachado pelo ONS e o CVU dos CCEARs,
conforme expressão abaixo:
6.2.
Para usinas com despacho tipo I com CVU ou IIA que estejam despachadas por
restrição de operação constrained- off, o total de encargos passíveis de
repasse é calculado conforme expressão abaixo:
Para
usinas comprometidas com CCEAR por Disponibilidade sem obrigação de entrega:
6.2.1.
O limite de repasse de encargo por restrição de operação constrained-off
representa a diferença da quantidade prevista de geração da usina despachada
por encargo e a geração destinada para atendimento ao produto, conforme
expressão:
6.2.1.1.
A quantidade de energia ajustada considerada para cálculo do repasse de
encargos, por restrição de operação constrained-off ao produto é determinada
conforme expressão:
7.
Para as usinas comprometidas com CCEARs com obrigação de entrega proveniente de
leilões de energia nova ou existente, a receita de encargos não é repassada
para distribuidora.
7.1.
Para as usinas comprometidas com CCEARs com obrigação de entrega provenientes
de leilões de energia nova ou energia existente, temos:
8.
Para as usinas eólicas comprometidas com CCEARs por Disponibilidade ou CER, a
receita de encargos é repassada para distribuidora compradora ou Agente
associado à Contratação da Energia de Reserva (ACER), conforme a seguinte
equação:
9.
O Total de Encargos Associado ao Produto concatena o total dos encargos
associados ao Produto no mês de referência, e é calculado pelo somatório de
todos os períodos de comercialização, conforme expressão:
10.
O Resultado Final da Usina Associado ao Produto consolida os montantes apurados
referentes (i) ao efeito no MCP e (ii) aos encargos correspondentes a cada
usina comprometida com o produto negociado em cada leilão, no mês de apuração,
expresso por:
11.
O cálculo do Resultado Final da Usina Associado ao Comprador do Produto
relaciona o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Produto na proporção em que o
comprador foi afetado no MCP devido à contratação (incluindo efeitos
diferenciados por leilão), e o Total de Encargos Associado ao Produto na
proporção em que a distribuidora tem contratos com a usina que motivou os
encargos, com o objetivo de determinar os efeitos do CCEAR por disponibilidade
ou CER sob a óptica do comprador. O Resultado Final da Usina Associado ao
Comprador do Produto é expresso por:
11.1.
Para os CCEARs por Disponibilidade e CERs, o Recurso Associado ao Comprador do Produto
é determinado pela Geração entregue ao produto, ou ainda obrigação de entrega,
aplicado o respectivo fator de comprometimento, conforme seguinte equação:
11.1.1.
O Fator de Comprometimento com o Produto é determinado em função da
participação do agente comprador de um contrato por disponibilidade em relação
à soma de CCEAR/CER, vinculados a uma usina, de um determinado produto e
leilão, expresso por:
11.2.
Para os CCEARs por Disponibilidade, o Recurso Associado ao Comprador do Produto
Vinculado ao Atraso é determinado conforme a Energia em Atraso, aplicado o
respectivo fator de comprometimento, conforme seguinte equação:
11.3.
Para usinas termelétricas com CVU comprometidas com leilões de energia nova
realizados de 2016 em diante ou 23° e 24° leilões de energia existente, nos 3
primeiros anos após entrada em operação comercial, eventual exposição negativa
do gerador com relação obrigação de entregam ocasionado por indisponibilidade
forçada ou programada, é valorada ao gerador com ICB atualizado, ficando os
distribuidores compradores com as diferenças, conforme seguinte expressão:
11.4.
Para os CCEARs por Disponibilidade, o Fator de Comprometimento com o Produto é
determinado em função da participação do agente comprador de um contrato por
disponibilidade em relação à soma de CCEAR, vinculados a uma usina, de um
determinado produto e leilão, expresso por:
11.5.
Para os CCEARs e CERs por Disponibilidade, o Total de Encargos associado ao
comprador é determinado em função da participação do agente comprador de um
contrato por disponibilidade em relação à soma de CCEAR ou CER, vinculados a
uma usina, de um determinado produto e leilão, expresso por:
Para
usinas comprometidas com CCEAR por Disponibilidade sem obrigação de entrega
11.6.
Para os CERs provenientes de usinas eólicas, o Total de Encargos Associados ao
comprador do Produto é alocado ao Agente associado à Contratação da Energia de
Reserva (ACER), conforme seguinte equação:
12.
A determinação do Efeito do CCEAR por disponibilidade ou CER para o Comprador consolida
os Resultados Finais das Usinas Associados ao Comprador dos Produtos
negociados, no mês de apuração, conforme a seguinte expressão:
13.
A determinação do Efeito do CCEAR por disponibilidade ou CER para o Vendedor
consolida, para o agente proprietário das usinas, os Resultados Finais das
Usinas Comprometidas com os Produtos negociados, no mês de apuração, conforme a
seguinte expressão:
14.
O Efeito do CCEAR por disponibilidade ou CER compõe o resultado da
contabilização de cada agente vinculado à contratação nesta modalidade. Este cálculo
representa o repasse, aos compradores de contratos por disponibilidade, dos
resultados obtidos tanto na operação no curto prazo quanto com relação aos
encargos recebidos pelos vendedores desses contratos. O Efeito do CCEAR por
disponibilidade ou CER é dado pela diferença entre o Efeito do CCEAR por
disponibilidade ou CER para o Comprador e para o Vendedor, expresso por:
2.1.2.
Dados de Entrada dos Ajustes Decorrentes da Contratação por Disponibilidade
2.1.3.
Dados de Saída dos Ajustes Decorrentes da Contratação por Disponibilidade
2.2.
Determinação dos Ajustes Decorrentes do Contrato de Cota de Garantia Física -
CCGF
Objetivo:
Apurar
o efeito da contratação pelo regime de cota de garantia física relacionados ao
Contrato de Cota de Garantia Física
–
CCGF a ser considerado nos resultados da contabilização dos agentes.
Contexto:
Os
CCGFs preveem que a receita fixa e os custos variáveis de produção associados à
operação das usinas, devem ser repassados às distribuidoras cotistas destes
contratos. Em contrapartida, os efeitos contábeis da operação destas usinas no
Mercado de Curto Prazo, Encargos recebidos e Exposições Financeiras devem ser igualmente
repassados às distribuidoras nos termos das disposições contratuais. A Figura 7
situa essa etapa do cálculo em relação ao módulo completo de consolidação de
resultados:
Detalhamento
dos Ajustes Decorrentes do Contrato de Cota de Garantia Física - CCGF
O
cálculo do efeito da contratação por regime de cota de garantia física no
resultado da contabilização dos agentes é realizado de acordo com os seguintes
comandos e expressões:
2.2.1.
Resultados do Agente Vendedor de CCGF
Esta
etapa consolida os resultados financeiros do agente vendedor de CCGF. Os
efeitos do Mercado de Curto Prazo para cada agente vendedor corresponde ao
total de efeitos repassados aos agentes cotistas, conforme segue abaixo:
15.
O Resultado Preliminar do agente Vendedor decorrente do Resultado no Mercado de
Curto Prazo do contrato de cota de garantia física – CCGF corresponde a Geração
Total Disponível para Atendimento ao Contrato de Cota de Garantia Física abatendo
o Consumo de Geração Final e a Quantidade Contratada, valorada ao Preço de
Liquidação das Diferenças no submercado de origem da usina, expresso por:
Importante:
O
Consumo de Geração Final e os contratos CCGFs pertencentes à parcela de usina
“p”, possuem valores apenas no submercado da usina.
No
cálculo do Fator Estrutural (F_EST) devem ser utilizadas 12 casas decimais.
16.
O Resultado Preliminar do agente Vendedor decorrente do Resultado no Mercado de
Curto Prazo do contrato de cota de garantia física – CCGF é expresso por:
17.
O Resultado Final da Usina Comprometida com Contrato de Cota de Garantia Física
– CCGF é expresso por:
2.2.2.
Resultados do Agente Comprador de CCGF
Esta
etapa busca ponderar os resultados para o cotista pelo fator de cotas, conforme
segue abaixo:
18.
O Resultado Preliminar da contabilização de cada agente da CCEE corresponde à
soma dos montantes a pagar e/ou receber apurados:
18.1.
O Resultado Preliminar do MRE para o agente cotista referente ao contrato de
cota de garantia física – CCGF relaciona o resultado da Compensação do MRE com
o Fator de Rateio de Cota de Garantia Física, expresso por:
19.
O Efeito no Mercado de Curto Prazo (MCP) de cada distribuidora cotista
corresponde ao efeito total no Mercado de Curto Prazo de todas as usinas
comprometidas com CCGFs no montante correspondente a sua cota parte, sendo
expresso por:
19.1.
O Resultado Preliminar do Cotista decorrente de Ajustes de Exposições
Financeiras do contrato de cota de garantia física – CCGF relaciona o Total de
Ajustes de Exposições Financeiras com o Fator de Rateio de Cota de Garantia
Física, expresso por:
19.2.
O Resultado Preliminar do Cotista decorrente de Ajustes Referentes ao Alívio
Retroativo do contrato de cota de garantia física – CCGF relaciona o Total de
Ajustes Referentes ao Alívio Retroativo do agente proprietário da usina com o
Fator de Rateio de Cota de Garantia Física, expresso por:
19.3.
O Resultado Preliminar referente a Encargos por Compensação Síncrona repassados
para o agente cotista, decorrente do contrato de cota de garantia física – CCGF
relaciona o Total de Recebimento por Encargo de Compensação Síncrona com o
Fator de Rateio de Cota de Garantia Física, expresso por:
20.
“a*” é o perfil de agente proprietário da parcela de usina “p”, participante do
regime de cotas de garantia físicano período O Resultado Final do Rateio de
Cotas do Comprador comprometido com contrato de cota de garantia física – CCGF
é expresso por:
2.2.3.
Efeito do Contrato de Cota de Garantia Física - CCGF
21.
A etapa do efeito do contrato de cota de garantia física – CCGF busca aferir o
resultado final para o agente gerador e o agente cotista, conforme segue
abaixo.
22.
O Efeito do CCGF compõe o resultado da contabilização de cada agente vinculado
à contratação nesta modalidade. Este cálculo representa o repasse, aos
compradores de contratos CCGF, dos resultados obtidos tanto na operação no MRE,
mercado de curto prazo, tratamento de exposições, e encargos de compensação
síncrona e segurança energética com relação aos vendedores desses contratos. O
Efeito do CCGF é dado pelo Resultado Final do Rateio de Cotas do agente cotista
e o Resultado Final do Rateio de Cotas do Vendedor, expresso por:
2.2.4.
Dados de Entrada da Determinação dos Ajustes Decorrentes do Contrato de Cota de
Garantia Física - CCGF
2.2.5.
Dados de Saída da Determinação dos Ajustes Decorrentes do Contrato de Cota de
Garantia Física – CCGF
2.3.
Determinação dos Ajustes Decorrentes dos Contratos de Cota de Energia Nuclear –
CCEN
Objetivo:
Apurar
o efeito da contratação de energia nuclear a ser considerado nos resultados da
contabilização dos agentes.
Contexto:
Os
CCENs preveem que a receita fixa e os custos variáveis de produção associados à
operação das usinas, devem ser repassados às distribuidoras, contrapartes
destes contratos. Os efeitos contábeis da operação destas usinas no Mercado de
Curto Prazo, Exposições Financeiras e Encargos recebidos devem ser igualmente
repassados às distribuidoras nos termos das disposições contratuais. A Figura 8
situa essa etapa do cálculo em relação ao módulo completo de consolidação de
resultados:
2.3.1.
Detalhamento dos Ajustes Decorrentes da Contratação de Energia Nuclear
O
cálculo do efeito da contratação de energia nuclear no resultado da
contabilização dos agentes é realizado de acordo com os seguintes comandos e
expressões:
23.
O Balanço Energético corresponde à diferença entre o produto da energia gerada
para atendimento aos contratos e o consumo de geração e a quantidade de energia
comprometida em contratos. Dessa forma, o Balanço Energético do agente cotista
é expresso por:
24.
O Efeito no Mercado de Curto Prazo (MCP) de cada usina comprometida com CCEN
corresponde ao montante mensal do Balanço Energético da usina valorado ao Preço
de Liquidação das Diferenças. Esse montante é incorporado ao Efeito da
Contratação de Energia Nuclear do agente para repasse às distribuidoras no
processo de consolidação de resultados e é expresso por:
2.3.2.
Resultado Preliminar do Rateio de Cotas do Cotista
A
etapa do resultado preliminar do rateio de cotas dos agentes cotistas, busca
ponderar os resultados para o cotista pelo fator de cotas, conforme segue
abaixo.
25.
O Resultado Preliminar da contabilização de cada agente da CCEE corresponde à
soma dos montantes a pagar e/ou receber apurados:
25.1.
O Resultado Preliminar do Cotista decorrente de Ajustes de Exposições
Financeiras dos Contratos Cota de Energia Nuclear relaciona o Total de Ajustes
de Exposições Financeiras com o Fator de Rateio de Contratos de Cota de Energia
Nuclear, expresso por:
25.2.
O Total de Encargos Associado aos Contratos de Cotas de Energia Nuclear
atribuídos aos agentes cotistas, consolidado no mês de apuração, engloba os
encargos recebidos em face de despacho por (i) restrição de operação e (ii)
razão de segurança energética, e relaciona com o Fator de Rateio de Contratos
de Cota de Energia Nuclear, expresso por:
25.3.
O Resultado Final do Rateio de Cotas do Comprador comprometido com o Contrato
de Cota de Energia Nuclear, é expresso por:
2.3.3.
Resultado Preliminar do Rateio de Cotas de Energia Nuclear para Angra
A
etapa do resultado preliminar do agente Angra, busca ponderar os resultados
para o agente vendedor, conforme segue abaixo.
25.4.
O Resultado Preliminar da contabilização de cada agente da CCEE corresponde à
soma dos montantes a pagar e/ou receber apurados:
25.5.
O Resultado Preliminar do agente Angra decorrente do Resultado no Mercado de
Curto Prazo dos contratos de Cotas de Energia Nuclear, é expresso por:
25.6.
O Resultado Final da Usina de Angra Associado aos CCEN consolida os montantes
apurados referentes (i) ao efeito no MCP, (ii) ajustes de exposições
financeiras e (iii) aos encargos correspondentes a cada usina, no mês de
apuração, expresso por:
2.3.4.
Efeito dos Contratos de Cotas de Energia Nuclear - CCEN
A
etapa do efeito dos contratos de Cotas de Energia Nuclear busca aferir o
resultado final para o agente gerador e o agente cotista, conforme segue
abaixo.
26.
O Efeito do CCEN compõe o resultado da contabilização de cada agente vinculado
à contratação nesta modalidade. Este cálculo representa o repasse aos compradores
de contratos CCEN, dos resultados obtidos tanto no mercado de curto prazo,
tratamento de exposições e encargos com relação aos encargos recebidos pelos
vendedores desses contratos. O Efeito do CCEN é dado pelo Resultado Final do
Rateio de Cotas do agente cotista e o Resultado Final do Rateio de Cotas do
Vendedor, expresso por:
2.3.5.
Dados de Entrada para Determinação dos Ajustes da Contratação de Energia
Nuclear - CCEN
2.3.6.
Dados de Saída para Determinação dos Ajustes da Contratação de Energia Nuclear
- CCEN
2.4.
Determinação dos Ajustes Decorrentes do Alívio Retroativo
Objetivo:
Estabelecer
os ajustes na contabilização dos agentes da CCEE necessários para cobertura
retroativa de exposições financeiras negativas e de valores de encargos já
liquidados.
Contexto:
Após
a compensação das exposições negativas residuais do mês anterior e a redução
dos montantes de ESS do mês corrente, os saldos positivos do excedente
financeiro e das exposições positivas dos agentes serão destinados para
compensação das exposições negativas residuais e de ESS dos 12 meses anteriores
de forma intercalada, ordenados do mês ‘m-12’ ao mês ‘m-2’, finalizando com
pagamento de ESS do mês ‘m-1’. A Figura 9 relaciona a etapa de cálculo desses
ajustes em relação ao Módulo de Regras “Consolidação de Resultados”:
2.4.1.
Detalhamento do Cálculo dos Ajustes Decorrentes do Alívio Retroativo
O
cálculo dos ajustes para alívio retroativo de exposições financeiras negativas
e encargos dos agentes é formado pelo seguinte conjunto de comandos e
expressões:
27.
O Alívio Retroativo não é processado em recontabilizações, dessa forma, os
cálculos presentes nessa subseção assumirão os mesmos valores do último
processamento válido.
28.
Os recursos financeiros residuais formados pelos saldos positivos do excedente
financeiro e pelas exposições positivas dos agentes, após a compensação das
exposições negativas residuais do mês anterior e a redução dos montantes de ESS
do mês corrente, devem ser usados para compensação das exposições negativas
residuais e de encargos relativos aos doze meses anteriores de forma
intercalada, ordenados do mês m-12 a m-2, finalizando com pagamento dos
encargos do mês m-1.
2.4.1.1.
Alívios Retroativos Referentes às Exposições Financeiras
29.
A obtenção do Recurso Disponível para o Alívio Retroativo das Exposições
Financeiras Negativas relativo ao mês de referência, calculado no mês de
apuração, define o montante financeiro a ser utilizado para formação dos
ajustes decorrentes do alívio retroativo nos termos da regulamentação vigente.
Sendo assim:
30.
O cálculo do Recurso Utilizado para o Alívio Retroativo das Exposições Financeiras
Negativas, relativo a cada mês de referência para alívio retroativo, é
realizado com base no Recurso Disponível para o Alívio Retroativo das
Exposições Financeiras Negativas, limitado pelo Total de Exposições Financeiras
Negativas Líquidas Finais para Alívio Retroativo, conforme a seguinte
expressão:
30.1.
O Total de Exposições Financeiras Negativas Líquidas Finais para Alívio
Retroativo corresponde à soma das Exposições Financeiras Negativas Líquidas
Finais para Alívio Retroativo de todos os agentes, para cada mês de referência
do alívio retroativo, no mês de apuração, e é expresso por:
30.1.1.
O cálculo da Exposição Financeira Negativa Liquida Final para Alívio Retroativo
do agente, referente ao mês de referência para alívio retroativo, apura as
exposições financeiras negativas ainda pendentes de cobertura no mês de
apuração, após os ajustes observados ao longo do período de doze meses. A
Exposição Financeira Negativa Liquida Final para Alívio Retroativo é expressa
por:
30.1.1.1.
O Total de Ajuste das Exposições Financeiras para o Alívio Retroativo do
agente, calculado no mês de apuração e relativo ao mês de referência para
alívio retroativo, corresponde ao montante utilizado para alívio das exposições
negativas remanescentes do agente em cada mês compreendido no intervalo dos
doze meses anteriores ao mês de apuração, conforme a seguinte expressão:
Importante:
Quando
o mês de referência para o alívio, identificado por “mr”, corresponder ao
“m-1”, não existe Ajuste das Exposições Financeiras no Alívio Retroativo
(AJ_EF_AR𝑎,𝑚,𝑚𝑟) calculado, ou seja, o Total de Ajuste das
Exposições Financeiras para o Alívio Retroativo (TAJ_EF_AR𝑎,𝑚,𝑚𝑟) corresponderá ao Ajuste das Exposições Financeiras
do Mês Anterior (AJ_AEFA𝑎,𝑚𝑟), calculado no próprio mês
de apuração “m”.
31.
O Ajuste das Exposições Financeiras no Alívio Retroativo distribui o Recurso
Financeiro Utilizado para Alívio Retroativo na proporção das Exposições
Financeiras Negativas Líquidas Finais para Alívio Retroativo de cada agente em
relação ao total. O Ajuste das Exposições Financeiras no Alívio Retroativo é
calculado no mês de apuração, para cada mês de referência do alívio retroativo
e é expresso por:
2.4.1.2.
Alívios Retroativos Referentes aos Encargos
32.
A determinação dos Recursos Disponíveis para o Alívio Retroativo do Pagamento
de Encargos resulta da diferença entre o recurso disponível e o recurso
utilizado para alívio retroativo das exposições financeiras. O Recurso
Disponível para o Alívio Retroativo do Pagamento de Encargos é calculado no mês
de apuração, relativo ao mês de referência para alívio retroativo e expresso
por:
33.
O cálculo do Recurso Utilizado para o Alívio Retroativo do Pagamento de
Encargos, relativo a cada mês de referência para alívio retroativo, é realizado
com base nos Recursos Disponíveis para Alívio Retroativo do Pagamento de
Encargos, limitado pelo Total de Pagamento de Encargos Ajustado para Alívio
Retroativo no mês de apuração, conforme a seguinte expressão:
33.1.
O Total de Pagamento de Encargos Ajustado para Alívio Retroativo corresponde à
soma dos Pagamentos de Encargos Ajustados para Alívio Retroativo de todos os
agentes, para cada mês de referência do alívio retroativo, no mês de apuração,
e é expresso por:
33.1.1.
O cálculo do Pagamento de Encargos Ajustado para Alívio Retroativo do agente,
referente ao mês de referência para alívio retroativo, apura os encargos pagos,
passiveis de alívio retroativo, ainda pendentes de cobertura no mês de
apuração, após os ajustes observados ao longo do período de doze meses. O
Pagamento de Encargos Ajustado para Alívio Retroativo é expressa por:
Importante:
O
perfil de agente da classe de Importação/Exportação não fará jus ao recebimento
de alívio retroativo para os meses que tiver exportado energia elétrica em
caráter interruptível, ou seja, o Pagamento de Encargos Ajustado para Alívio
Retroativo (PA_ENC_ARa,m,mr) para o referido mês será igual a zero.
33.1.1.1.
O cálculo do Total de Ajuste dos Pagamentos de Encargos para o Alívio
Retroativo é realizado por agente, no mês de apuração, relativo ao mês de
referência para alívio retroativo. Este valor corresponde ao total de ajustes
realizados para o agente, no intervalo de doze meses anteriores ao mês de
apuração, para cobertura de encargos já liquidados, e é expresso por:
34.
O Ajuste do Pagamento de Encargos no Alívio Retroativo distribui o Recurso
Utilizado para o Alívio Retroativo do Pagamento de Encargos na proporção do
Pagamento de Encargos Ajustado para Alívio Retroativo atribuído a cada agente,
em relação ao total de pagamentos. O Ajuste do Pagamento de Encargos no Alívio
Retroativo é calculado por mês de apuração, relativo ao mês de referência para
alívio retroativo e é expresso por:
2.4.1.3.
Totalização dos Alívios Retroativos
35.
O Total de Alívio Retroativo Referente às Exposições Financeiras do agente,
calculado no mês de apuração, corresponde ao total de Ajustes das Exposições
Financeiras no Alívio Retroativo atribuídos ao agente dentro do intervalo de
dozes meses anteriores ao mês de apuração e é expresso por:
36.
O Total de Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos do agente,
calculado no mês de apuração, corresponde ao total de Ajustes dos Pagamentos de
Encargos no Alívio Retroativo atribuídos ao agente dentro do intervalo de dozes
meses anteriores ao mês de apuração e é expresso por:
37.
A determinação do Total de Ajustes Referente ao Alívio Retroativo, calculado no
mês de apuração, corresponde ao montante considerado no resultado final da
contabilização do agente tanto para cobertura de encargos já liquidados como
para alívio das exposições financeiras negativas, decorrentes da diferença de
PLDs entre os submercados, observados no intervalo de doze meses anteriores ao
mês de apuração. O Total de Ajustes Referentes ao Alívio Retroativo é expresso
por:
Importante:
Este
cálculo também será realizado nos processamentos de recontabilização.
2.4.2.
Dados de Entrada do Cálculo dos Ajustes Decorrentes do Alívio Retroativo
2.4.3.
Dados de Saída do Cálculo dos Ajustes Decorrentes do Alívio Retroativo
2.5.
Determinação da Restituição, aos Usuários de Energia de Reserva, dos Montantes
Financeiros Excedentes da CONER
Objetivo:
Apurar
eventuais montantes excedentes na Conta de Energia de Reserva, cuja destinação
será a restituição aos Usuários de Energia de Reserva.
Contexto:
Na
Liquidação de Energia de Reserva é calculado o valor necessário para pagamento
das receitas devidas aos geradores comprometidos com Contratos de Energia de
Reserva. Para o cálculo do encargo a ser pago pelos participantes do rateio, é
considerado como crédito o resultado financeiro obtido na contabilização do
MCP, referente à geração das usinas associadas aos CERs. Em alguns casos, esse
valor pode ser maior que o necessário para cobrir todos os custos com as
receitas devidas às usinas, resultando em um encargo nulo, e sobra na conta de
energia de reserva. Visando minimizar essas sobras, resultando em um montante
financeiro imobilizado por pelo menos um mês, será identificado na
contabilização do MCP se o resultado do agente ACER poderá ser responsável pela
formação de excedente na conta, baseado em uma estimativa dos valores devidos
na Liquidação de Energia de Reserva. O valor (excedente) estimado é somado ao
excedente existente na CONER, apurado na Liquidação de Energia de Reserva
anterior, para formar a restituição a que o agente faz jus, e que deverá
receber como crédito na contabilização do MCP.
2.5.1.
Detalhamento da Apuração de Excedente Estimado no MCP
38.
Mensalmente é apurado o resultado do ACER, que recebe a valoração da geração
das usinas comprometidas com CERs, comparando-o à estimativa de pagamento do
EER. Eventual excedente identificado nessa etapa é somado ao excedente já
existente na CONER, após o pagamento do último Encargo de Energia de Reserva.
Essa soma é então utilizada para impactar positivamente o montante financeiro a
liquidar dos agentes pagadores de Encargos de Energia de Reserva, e
negativamente o Agente Associado à Contratação de Energia de Reserva, para que
haja a transferência do montante da CONER para a liquidação do MCP:
39.
O cálculo do Excedente da Energia de Reserva no MCP apura o valor excedente,
caso o resultado do agente ACER e o Excedente da CONER sejam mais do que
suficiente para o pagamento estimado mensal das usinas geradoras e outras
obrigações, em conformidade com os contratos de energia de reserva. O excedente
é determinado conforme a seguinte equação:
40.
O Resultado Preliminar do Agente Referente ao Excedente da Energia de Reserva
calcula o montante financeiro que deve ser considerado no resultado do agente
no MCP no mês de apuração. Para o Agente associado à Contratação de Energia de
Reserva, o excedente total deve ser considerado como débito na liquidação para
a liberação do montante financeiro a ser creditado para os pagadores de EER.
Para os agentes usuários de energia de reserva, o crédito deve ser realizado na
proporção de pagamento do Encargo de Energia de Reserva. A determinação do
valor preliminar a ser considerado na liquidação de cada agente é dado conforme
as seguintes equações:
40.1.
Para a restituição dos excedentes da CONER deve ser apurada a proporção de participação
de cada agente no pagamento do Encargo de Energia de Reserva, que é a proporção
na qual deve ser feita a restituição. Dessa forma, é apurada a proporção do
Consumo de Referência para Pagamento de Encargo de Energia de Reserva dos
últimos 12 meses do perfil de agente, em relação à essa grandeza de todo o
mercado:
2.5.2.
Consolidação das restituições a serem realizadas referentes à eventuais
excedentes da CONER
41.
O valor a ser considerado no resultado do agente, para dar efeito à restituição
dos excedentes da Liquidação de Energia de Reserva, deve ser ajustado de acordo
com a inadimplência de agentes nessa liquidação, conforme segue:
41.1.
O agente ACER deve receber os créditos inicialmente destinados aos agentes
inadimplentes na Liquidação de Energia de Reserva, como efeito da devolução
desse montante à CONER, conforme a seguinte expressão:
41.1.1.
O valor não restituído da CONER aos agentes inadimplentes na Liquidação de
Energia de Reserva concatena os valores inicialmente calculados de restituição
para esses agentes:
41.2.
Agentes inadimplentes na última Liquidação de Energia de Reserva não recebem os
créditos referentes ao excedente da Energia de Reserva no mês. Dessa forma, o
Resultado Referente ao Excedente Financeiro da Energia de Reserva deve ser
zero, enquanto os demais agentes não são impactados, conforme as seguintes
expressões:
42.
Conforme previsto em ato normativo as usinas comprometidas CERs por
Disponibilidade provenientes do Procedimento Competetitivo Simplificado,
possuem isenção do rateio de inadimplência com relação aos encargos. A exceção
ocorre com o Constrained-off, o qual é repassado para o agente ACER, uma vez
que é utilizado para abater o ressarcimento por geração abaxio do despacho.
Assim, o Resultado de Encargos relativos ao CER por Disponibilidade é apurado
conforme seguinte equação:
2.5.3.
Dados de Entrada do cálculo do Excedente Referente à Energia de Reserva
2.5.4.
Dados de Saída do cálculo do Excedente Referente à Energia de Reserva
2.6.
Determinação dos Ajustes Decorrentes dos Resultados de Itaipu
Objetivo:
Apurar
os efeitos do repasse de Resultados de Itaipu aos distribuidores cotistas.
Contexto:
Os
resultados apurados para Itaipu referentes aos riscos hidrológicos devem ser
assumidos pelos cotistas, nos termos do Decreto 8.401/2015.
Para
fins de modicidade tarifária, desde 2018, o cálculo do Risco Hidrológico de
Itaipu foi alterado de forma a excluir uma parte da receita proveniente do MRE
relativa à energia não vinculada à potência contratada, passando a ser
contabilizada como crédito da Eletrobras.
A
Figura 11 situa essa etapa do cálculo em relação ao módulo completo de
consolidação de resultados:
2.6.1.
Detalhamento dos Ajustes Decorrentes dos Resultados de Itaipu
O
cálculo dos resultados de Itaipu a serem repassados para os agentes cotistas é
realizado de acordo com os seguintes comandos e expressões:
43.
Os efeitos a serem repassados aos agentes cotistas de Itaipu compreendem os
efeitos das exposições de curto prazo baseados no balanço energético, parte dos
recursos financeiros do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE e exposições
financeiras relativas às diferenças entre submercados, considerando os alívios
retroativos.
44.
O cálculo do Rateio do Balanço Energético de Itaipu identifica a exposição
energética de Itaipu que deve ser assumida por cada perfil de agente cotista:
45.
O Resultado Preliminar dos Efeitos de Curto Prazo para Repasse de Itaipu faz a
valoração do montante de energia exposto de Itaipu que deve ser repassado aos
agentes cotistas:
46.
O cálculo do Resultado Preliminar de Exposições Financeiras de Submercados para
Repasse de Itaipu identifica as exposições de submercados referentes aos
contratos de Itaipu que devem ser repassadas aos agentes cotistas:
47.
O cálculo do Resultado Preliminar dos Efeitos do MRE para Repasse de Itaipu
rateia parte dos efeitos líquidos do mecanismo para Itaipu entre os agentes
cotistas:
47.1.
O cálculo da Alocação Financeira da Energia não Vinculada à Potência de Itaipu,
associada à Compensação do MRE, que não será rateado entre os agentes cotistas
é realizado a partir da seguinte expressão:
47.1.1.
O valor da Energia não Vinculada à Potência de Itaipu, associada à Compensação
do MRE, que não será rateado entre os agentes cotistas, será calculado no
período de comercialização:
48.
“a*” é o perfil de agente ACEIO cálculo do Resultado Preliminar do Alívio
Retroativo para Repasse de Itaipu para cada agentes cotistas é calculado
conforme segue:
49.
O Resultado Final do Comprador comprometido com contrato de cotas de Itaipu faz
o repasse dos riscos hidrológicos de Itaipu para o agente cotista, para ser
considerado no seu resultado do MCP:
50.
O Resultado Final do Vendedor comprometido com contrato de cotas de Itaipu
retira de Itaipu os resultados referente aos riscos hidrológicos, que são
repassados para os cotistas no MCP:
50.1.
O Total Mensal do Resultado no MCP de Itaipu que deverá ser considerado para
repasse aos cotistas é calculado:
51.
O Efeito no MCP referente ao resultado de Itaipu a ser considerado no resultado
dos agentes é calculado conforme segue:
2.6.2.
Dados de Entrada para Determinação dos Ajustes Decorrentes dos Resultado de
Itaipu
2.6.3.
Dados de Saída para Determinação dos Ajustes Decorrentes dos Resultado de
Itaipu
2.7.
Determinação dos Ajustes Decorrentes do Repasse do Risco Hidrológico do ACR
Objetivo:
Apurar
os efeitos do Repasse do Risco Hidrológico do ACR aos agentes de distribuição.
Contexto:
Os
resultados apurados de risco hidrológico das usinas participantes do MRE que
optaram em repassar esse risco devem ser assumidos pelos agentes de
distribuição, nos termos da regulamentação específica. A Figura 12 situa essa
etapa do cálculo em relação ao módulo completo de consolidação de resultados:
2.7.1. Detalhamento dos Ajustes Decorrentes
do Repasse do Risco Hidrológico do ACR
O
cálculo dos ajustes decorrentes do repasse do Risco Hidrológico a serem
repassados para os agentes de distribuição é apresentado nos itens seguintes.
2.7.2.
Resultados do Agente Proprietário de Usina que Repassam o Risco Hidrológico do
ACR
52.
O Resultado Final do Agente Proprietário de usina que repassa o risco
hidrológico do ACR é expresso por:
53.
O Valor Total de Repasse do Risco Hidrológico do ACR em um mês de apuração é
determinado pela seguinte expressão:
2.7.3.
Resultados do Agente de Distribuição Referente ao Repasse do Risco Hidrológico
do ACR
54.
O efeito a ser repassado aos agentes de distribuição está atrelado ao cálculo
do risco hidrológico do ACR determinado seguindo as diretrizes estabelecidas na
regulamentação específica.
55.
O Resultado Final do Repasse do Risco Hidrológico dos agentes de distribuição é
expresso por:
56.
O demonstrativo financeiro da parcela do Resultado Final do Repasse do Risco
Hidrológico em função da assunção pelos agentes conectados do consumo
resultante do atraso de suspensão de fornecimento corresponde à proporção do
consumo acrescido ao assumir o atraso de suspensão em relação ao total do consumo
apurado, conforme a seguinte expressão
2.7.4.
Efeito do Repasse do Risco Hidrológico do ACR
57.
A etapa do efeito do repasse do risco hidrológico busca aferir o resultado
final para o agente gerador e o agente de distribuição, conforme segue.
58.
O Efeito do Repasse do Risco Hidrológico do ACR compõe o resultado da
contabilização de cada agente vinculado a essa modalidade de repactuação do
risco, expresso por:
2.7.5.
Dados de Entrada para Determinação dos Ajustes Decorrentes do Repasse do Risco
Hidrológico do ACR
2.7.6.
Dados de Saída para Determinação dos Ajustes Decorrentes do Repasse do Risco
Hidrológico do ACR
2.8.
Determinação da Consolidação de Resultados
Objetivo:
Apurar
o resultado da contabilização dos agentes na CCEE.
Contexto:
A
etapa de consolidação de resultados, ilustrada por meio da Figura 13, consolida
os montantes apurados nos demais módulos das Regras de Comercialização em um
único valor, visando à liquidação financeira das operações dos agentes no mês
de apuração. Um resultado positivo indica a posição credora do agente no
período, enquanto um resultado negativo indica uma posição devedora no âmbito
da CCEE.
2.8.1.
Detalhamento da Consolidação de Resultados
59.
A etapa de consolidação de resultados é um processo de cálculo realizado
mensalmente, envolvendo todos os agentes da CCEE e constituído pelos seguintes
comandos e expressões:
60.
O cálculo do Total Mensal do Resultado no Mercado de Curto Prazo, componente do
Resultado Final do Agente na CCEE, corresponde ao Resultado no Mercado de Curto
Prazo do agente (as exposições financeiras no mercado de curto prazo associadas
à contratação por disponibilidade são tratadas separadamente), consolidado por
mês de apuração, em todos os submercados do SIN e expresso por:
60.1.
O Resultado no Mercado de Curto Prazo é dado pela valoração do Balanço
Energético do agente ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) correspondente
ao período de comercialização e submercado, expresso por:
60.2.
O demonstrativo financeiro da parcela do Resultado no Mercado de Curto Prazo em
função da assunção pelos agentes conectados do consumo resultante do atraso de
suspensão de fornecimento corresponde ao consumo apurado em atraso de suspensão
multiplicado pelo PLD, conforme a seguinte expressão:
61.
O Resultado Preliminar da contabilização de cada agente da CCEE corresponde à
soma dos montantes a pagar e/ou receber apurados, sendo tal resultado reflexo
do somatório dos montantes calculados referente a efeitos de balanço energético
e repasses, e dos montantes calculados referentes aos efeitos de contratações
no ambiente regulado. Dessa forma o Resultado Preliminar do agente é expresso
por:
61.1.
Os efeitos no MCP referentes a balanço energético e repasses consideram (i) o acerto
financeiro promovido no âmbito do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE),
(ii) a valoração do balanço energético do agente, (iii) o tratamento das
exposições financeiras de CCEARs e de relações comerciais que possuem direito a
alívio de exposições, (iv) os ajustes decorrentes de recontabilizações, (v) a
apuração dos encargos setoriais tratados no âmbito da CCEE (a exceção do
Encargo de Energia de Reserva - EER), e (vi) a verificação dos valores
monetários associados ao mecanismo de alívio retroativo:
61.2.
Os efeitos de contratos no ACR consideram: (i) os efeitos da contratação por
disponibilidade no mercado de curto prazo; (ii) os efeitos de contratação por
regime de cotas de garantia física; (iii) os efeitos dos contratos de Cota de
Energia Nuclear; (iv) o acerto financeiro promovido pelas distribuidoras em
face do processamento do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits Ex-Post;
(v) o retorno do excedente referente à Conta de Energia de Reserva; (vii) o
Efeito da Contratação de Itaipu; e (viii) o Efeito do Repasse do Risco
Hidrológico.
62.
O Fator de Ajuste Financeiro, necessário para assegurar que o total de
recebimentos seja igual ao total de pagamentos, corrigindo eventuais distorções
de arredondamento, equivale à razão entre (i) o Total de Recebimentos,
acrescido da Sobra Financeira Final para Alívio das Despesas Futuras com
encargos descontada a Sobras Financeiras do Mês Anterior, e (ii) o Total de
Pagamentos no mês de apuração, acrescido do Total de Penalidades Pagas pelos
agentes. O cálculo do Fator de Ajuste Financeiro é expresso por:
Importante:
Em
circunstâncias normais seu valor deverá ser muito próximo de 1.
62.1.
O Total de Recebimento e o Total de Pagamento, calculados todos os meses pela
CCEE, consolidam os Resultados Preliminares apurados para todos os agentes e
são utilizados para determinação do Fator de Ajuste Financeiro.
62.1.1.
Os Resultados Preliminares positivos correspondem aos montantes a serem
recebidos pelos agentes. Dessa forma o Total de Recebimento é determinado pela
soma de todos os agentes credores no mês de apuração, conforme expressão
abaixo:
62.1.2.
Os Resultados Preliminares negativos correspondem aos valores a serem pagos
pelos agentes. Dessa forma, o Total de Pagamento é determinado pela soma de
todos os agentes devedores no mês de apuração, conforme expressão abaixo:
62.2.
O Total de Penalidades Pagas pelos Agentes, utilizado para determinação do
Fator de Ajuste Financeiro, consolida o Total de Penalidades Pagas por todos os
agentes, conforme expressão abaixo:
62.2.1.
O Total de Penalidades Pagas pelo agente corresponde à soma de todas as
penalidades pagas por insuficiência de lastro de energia e potência, e/ou as
demais penalidades previstas nas Regras e nos Procedimentos de Comercialização.
O Total de Penalidades Pagas pelo agente, no mês de apuração é expresso por:
63.
O Resultado Final de cada agente da CCEE corresponde ao Resultado Preliminar
calculado, ajustado pelo Fator de Ajuste Financeiro apenas caso o resultado preliminar
forneça uma posição devedora ao agente no mês de apuração. Do contrário, o
Resultado Final do agente será o próprio Resultado Preliminar, dado pelo
conjunto de expressões abaixo:
2.8.2.
Demonstrativos dos Resultados Financeiros Motivados pelo Atraso de Suspensão de
Fornecimento que devem ser Assumidos pelos Agentes Conectados
1.
O demonstrativo do resultado financeiro, que deve ser assumido pelos agentes
conectados devido a cargas em status de atraso de suspensão de fornecimento de
consumidores aderidos diretamente à CCEE ou representados por varejistas, é
composto pela soma dos valores referentes aos encargos, efeitos financeiros do
risco hidrológico e do MCP, conforme expressão:
1.1.
Caso o agente conectado seja permissionária de distribuição não aderida à CCEE,
o agente de distribuição supridor da permissionária que assumiu o consumo em
atraso de suspensão deve ser ressarcido pela suprida bilateralmente, pelos
valores a seguir:
1.2.
Caso o agente conectado seja agente de transmissão, o consumo em atraso de
suspensão assumido pelo próprio agente consumidor ou representante varejista
deve ser ressarcido pela transmissora bilateralmente, pelos valores da
expressão a seguir. Se o agente consumidor aderido à CCEE ficar inadimplente
com seus débitos contabilizados, a CCEE deve contatar a transmissora para a
cobrança dos efeitos financeiros pelo atraso de suspensão, para cobrir os
débitos do consumidor inadimplente, também pelos valores a seguir:
1.3.
O resultado financeiro em função do atraso de suspensão de fornecimento para
ser considerado nos processos de reajustes tarifários das distribuidoras, com
vedação de repasse, conforme a regulamentação, é definido pela soma dos
resultados do atraso de suspensão atribuído ao agente de distribuição, conforme
a seguinte expressão:
2.8.3.
Dados de Entrada da Consolidação de Resultados
2.8.4.
Dados de Saída da Consolidação de Resultados
3.
Anexos
3.1. Anexo I - Apuração da Sobra de Recursos
Financeiros
Objetivo:
Determinar
as sobras de recursos financeiros decorrentes do processo de contabilização,
após o processo de alívio retroativo.
Contexto:
Os
recursos financeiros residuais, observados após o processamento da
contabilização, são utilizados para alívio de despesas futuras com ESS. A
Figura 14 posiciona a etapa de apuração das sobras de recursos (Anexo I) em
relação ao módulo completo:
3.1.1.
Detalhamento da Apuração da Sobra de Recursos Financeiros no Mês
64.
O processo de determinação das sobras de recursos financeiros apurados no mês,
para utilização futura no alívio de ESS, é composto pelos seguintes comandos e
expressões
65.
Os recursos financeiros residuais formados pelos saldos positivos do excedente
financeiro e pelas exposições positivas dos agentes, após a compensação das
exposições negativas residuais do mês anterior, a redução dos montantes de ESS
do mês corrente, e a compensação das exposições negativas residuais e de ESS
relativos aos doze meses anteriores, serão utilizados para a formação de fundo
de reserva para redução dos ESS de meses futuros.
66.
A apuração da Sobra do Recurso Financeiro Destinado ao Alívio Retroativo
corresponde à diferença entre o total de recursos disponíveis e o total de recursos
efetivamente utilizados para alívio retroativo relativo ao mês imediatamente
anterior ao mês de apuração, e é expressa por:
67.
A Sobra Financeira Final para Alívio das Despesas Futuras com ESS corresponde
ao total de recursos financeiros disponíveis para utilização no mês seguinte.
Este valor é composto pela Sobra Financeira para Alívio das Despesas Futuras
com ESS, proveniente do tratamento de encargos, acrescido da Sobra do Recurso
Financeiro Destinado ao Alívio Retroativo apurado no mês. Caso o processamento
se trate de uma recontabilização, é necessário garantir o mesmo montante
apurado na contabilização, incluindo eventuais sobras adicionais por meio da
Sobra Financeira para Alívio das Despesas Futuras:
2.
A Sobra Financeira Final para Alívio das Despesas Futuras considera além da
Sobras Financeiras referente às operações do Mês, como os eventuais ajustes de
sobras futuras provenientes de processos de recontabilização:
3.1.2.
Dados de Entrada da Apuração da Sobra de Recursos Financeiros no Mês
3.1.3.
Dados de Saída da Apuração da Sobra de Recursos Financeiros no Mês
3.2. Anexo II - Ajustes decorrentes do custo
de usinas despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação
PLD<INC
Objetivo:
Apurar
os efeitos decorrentes de usinas que se encontrem despachadas por ordem de
mérito e enquadradas na situação de PLD<INC.
Contexto:
No
atual modelo do setor elétrico brasileiro, conforme dispõe o art. 57, do
Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, as operações de compra e venda de energia
elétrica realizadas no Mercado de Curto Prazo são valoradas pelo PLD, calculado
pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
O
PLD é um valor determinado diariamente, de forma antecipada, limitado por
preços mínimo e máximo, para cada período de comercialização e para cada
submercado. Já o ONS calcula o despacho de usina com algumas diferenças, com
base no CMO, conforme detalhado no caderno de “Preço de Liquidação das
Diferenças”.
Diante
destas diferenças entre a composição do PLD e o CMO se observa a ocorrência da
situação em que uma determinada usina termelétrica é despachada por ordem de
mérito pelo ONS, porém com o CVU maior do que o PLD calculado pela CCEE.
Portanto,
a finalidade desta seção é ressarcir os custos dos geradores, despachados por
ordem mérito de preço no ONS, não cobertos pelo PLD, rateando o custo
remanescente por todos agentes que apresentarem consumo no mês de apuração.
A
Figura 15 situa essa etapa do cálculo em relação ao módulo completo de
consolidação de resultados:
3.2.1.
Detalhamento dos Ajustes Decorrentes do custo de usinas despachadas por ordem
de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC
68.
Todas usinas termelétricas, com CVU não nulo, despachadas por ordem de mérito
que se enquadrem na situação PLD<INC , farão jus ao recebimento de ajuste
financeiro referente à parcela de custos, incorridos pela geração, que não
estiverem cobertos pelo Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, estando elas
comprometidas parcialmente ou totalmente descontratadas com contratos regulados
por disponibilidade.
69.
Para usinas que estejam parcialmente comprometidas com contratos por
disponibilidade, a parcela a receber será determinada pela diferença positiva
entre a geração verificada no centro de gravidade e seus comprometimentos. Já
para usinas sem comprometimento com contratos regulados, a parcela de
recebimento será a própria geração verificada.
69.1.
Os montantes referentes ao percentual da usina comprometido com contratos regulados
na modalidade disponibilidade não serão passíveis de conversão a custos de
descolamento, visto que já estão sendo considerados na composição da tarifa
regulada, conforme Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, e, portanto,
tais custos já estão embutidos na Receita de Venda associada ao contrato
regulado, e será recebido pelos geradores em sua Parcela Variável, paga pelos
distribuidores compradores.
70.
Estes custos serão pagos, na forma de rateio baseado no consumo líquido
(abatimento da carga por geração própria estando localizado no mesmo sítio ou
não), por todos os perfis de agente do Sistema Interligado Nacional - SIN.
71.
Os custos de descolamento provocados pela condição de usinas despachadas por
ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC, deverão ser
determinados para cada usina, conforme expressão abaixo:
72.
A Geração considerada para valorar os custos de descolamento de usinas
despachadas por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC, é dada
por:
72.1.
Para usinas que não estão comprometidas com Leilões de Energia Nova/Existente
ou PCS:
72.2.
Para usinas termoelétricas comprometidas com CCEAR sem obrigação de entrega:
72.3.
Para usinas termoelétricas comprometidas com PCS:
72.4.
Para usinas termoelétricas comprometidas com CCEAR com obrigação de entrega:
72.4.1.
Para usinas comprometidas com leilões realizados antes de 2011, que alteraram o
regime de entrega conforme REN 658/2015:
72.4.2.
Para usinas comprometidas com leilões de energia nova realizados de 2011 a
novembro de 2013 (12º ao 17º LEN) e leilões de energia existente:
72.4.3.
Para usinas comprometidas com leilões de energia nova realizados de dezembro de
2013 a 2015 (18º ao 22º LEN):
𝑙∈𝐿𝑃 𝑡∈𝑇𝐿𝑃
72.4.4.
Para usinas comprometidas com leilões de energia nova realizados de 2016 em
diante (23º LEN em diante):
73.
Os custos totais de descolamento a serem rateados, das usinas despachadas por
ordem de mérito pelo ONS, será dado por:
74.
O recebimento total mensal, associado aos custos devido ao descolamento entre
PLD e CMO, de cada perfil de agente será calculada conforme expressão abaixo:
3.2.2.
Detalhamento da Apuração da parcela de rateio para repasse dos custos devido ao
descolamento entre PLD e CMO
75.
O Consumo Líquido, para aplicação no rateio associado aos custos devido ao
descolamento entre PLD e CMO, será dado por:
76.
A parcela a ser paga por cada perfil de agente, associada aos custos devidos ao
descolamento entre PLD e CMO, deverá ser proporcional ao seu consumo líquido,
no período de comercialização, e será dado por:
77.
A parcela mensal total a ser paga por cada perfil de agente, associada aos
custos devidos ao descolamento entre PLD e CMO, será dado por:
78.
O efeito total dos custos devido ao descolamento entre PLD e CMO será dado por:
3.2.3.
Dados de Entrada dos Ajustes Decorrentes do custo de usinas despachadas por
ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC
3.2.4.
Dados de Saída dos Ajustes Decorrentes do custo de descolamento de usinas despachadas
por ordem de mérito que se enquadrem na situação PLD<INC
ANEXO
V
Contratação
de Energia de Reserva
versão
2025.5.0
1.
Introdução
Caixa
de Texto: Este módulo envolve: ü Todos os agentes de geração vendedores de
Energia de Reserva e os agentes com consumo registrado na CCEE. Com a
introdução do Novo Modelo Institucional para o Setor Elétrico, por meio da
promulgação da Lei nº 10.848/2004, foi conferida a prerrogativa de o Poder
Concedente promover a contratação de reserva de capacidade de geração visando
garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica ao Sistema
Interligado Nacional – SIN.
Sem
prejuízo do cumprimento da obrigação de apresentar cobertura contratual integral
para as necessidades de energia e potência, por parte dos agentes da CCEE que
possuem consumo registrado na Câmara, estabeleceu-se que os custos
administrativos, financeiros e tributários decorrentes da contratação de
Energia de Reserva, bem como a remuneração da CCEE pela gestão, seriam rateados
entre esses agentes com perfil de consumo.
Por
meio do Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, foi regulamentada a
contratação de Energia de Reserva. Em consonância com o propósito dessa
contratação, o referido Decreto definiu Energia de Reserva como aquela
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN,
proveniente de usinas especialmente contratadas para este fim.
De
modo a implementar o arranjo comercial/institucional associado à contratação de
Energia de Reserva, foi definida a CCEE como entidade responsável pela
celebração dos Contratos de Energia de Reserva (CERs), na condição de
representante dos agentes de mercado com perfil de consumo, com os agentes
vendedores nos Leilões de Energia de Reserva. Assim, torna-se necessária a
realização de tarefas, por parte da Câmara, para operacionalizar tais
contratos. Ademais, devem ser observadas as diretrizes para a gestão dos
recursos financeiros atrelados a esse tipo de contratação.
No
Módulo “Contratação de Energia de Reserva”, são apresentados diversos
dispositivos relacionados à contratação de Energia de Reserva, tais como a
implementação do processo de liquidação financeira das operações relativas à
contratação de Energia de Reserva, a realização do cálculo do Encargo de
Energia de Reserva (EER), a apuração dos valores monetários associados a
ressarcimentos devidos por agentes de geração em função de descumprimento de
obrigações previstas no CER, e demais questões voltadas à operacionalização
dessa relação contratual que decorre do exercício, por parte do Poder
Concedente, da prerrogativa estabelecida no art. 3º da Lei nº 10.848/2004.
Este
módulo envolve:
Todos
os agentes de geração vendedores de Energia de Reserva e os agentes com consumo
registrado na CCEE.
1.1.
Conceitos Básicos
1.1.1.
O Esquema Geral
O
módulo “Contratação de Energia de Reserva”, esquematizado na Figura 1, é
composto por uma sequência de etapas de cálculo com o objetivo de determinar os
valores monetários que serão considerados no processo de Liquidação Financeira
Relativa à Contratação de Energia de Reserva:
São
apresentadas abaixo as descrições das etapas que serão detalhadas neste documento:
Contratação
de Energia de Reserva
§
Fonte Biomassa: essa etapa apresenta o cálculo do montante financeiro a ser
pago ou recebido dos empreendimentos de geração com fonte à Biomassa,
comprometidos com a contratação de Energia de Reserva, conforme estabelecido em
cada CER, para fins de apuração do Encargo de Energia de Reserva.
§
Fonte Eólica: essa etapa apresenta o cálculo do montante financeiro a ser pago
ou recebido dos empreendimentos de geração de fonte eólica, comprometidos com a
contratação de Energia de Reserva, conforme estabelecido em cada CER, para fins
de apuração do Encargo de Energia de Reserva, além da multa por não cumprimento
das obrigações referentes a medições anemométricas e climatológicas permanentes
dos ventos na área onde se localiza a usina.
§
Fonte Solar: essa etapa apresenta o cálculo do montante financeiro a ser pago
ou recebido dos empreendimentos de geração de fonte solar, comprometidos com a
contratação de Energia de Reserva, conforme estabelecido em cada CER, para fins
de apuração do Encargo de Energia de Reserva.
§
Fonte PCH e CGH: essa etapa apresenta o cálculo do montante financeiro a ser
pago ou recebido dos empreendimentos de geração de fonte PCH e CGH,
comprometidos com a contratação de Energia de Reserva, conforme estabelecido em
cada CER, para fins de apuração do Encargo de Energia de Reserva.
Cálculo
do Encargo de Energia de Reserva
Essa
etapa apresenta o cálculo do valor do encargo a ser pago pelos agentes com
consumo registrado na CCEE, relativo à contratação de Energia de Reserva.
Anexo
§
Cálculo dos Preços utilizados no Ressarcimento: nessa etapa é obtido o valor utilizado
no cálculo do ressarcimento a ser promovido pelo Agente Vendedor de Energia de
Reserva, em função do descumprimento de obrigações estabelecidas no CER.
§
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva: nessa etapa são estabelecidos os
montantes passíveis de cessão de energia e de energia/lastro, bem como os
efeitos das negociações bilaterais realizadas.
§
Apuração do Excedente Referente à Energia de Reserva: nessa etapa são apurados,
os eventuais montantes financeiros excedentes que se referem à formação da
Conta de Energia de Reserva (CONER), provenientes de sobras apuradas após o
pagamento dos Encargos de Energia de Reserva, assim como a estimativa dos
encargos a serem pagos em futuras liquidações.
1.1.2.
Mecanismo da Contratação de Energia de Reserva
Como
ressaltado, o objetivo da contratação de Energia de Reserva é aumentar a
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, por meio da contratação
de energia elétrica, oriunda de empreendimentos de geração especificamente
destinados para esta finalidade.
Nos
meses em que há geração nas usinas comprometidas com CER, observado o período
de apuração da entrega da energia contratada, a energia produzida será
liquidada no Mercado de Curto Prazo (MCP). Sendo a receita auferida com essa
liquidação repassada a um agente virtual, o Agente associado à Contratação de
Energia de Reserva (ACER), para posteriormente ser destinada à CONER, para fins
de composição dos recursos financeiros necessários para cobertura dos custos
decorrentes da contratação de Energia de Reserva.
Em
decorrência dos leilões, os agentes vendedores de energia de reserva celebram o
Contrato de Energia de Reserva (CER) com a CCEE, sendo a Câmara uma instituição
que representa todos os agentes de mercado que possuem consumo registrado na
CCEE, agentes esses chamados de Usuários de Energia de Reserva. Conforme
definido em regulamentação específica, de 2008, Usuário de Energia de Reserva
pode ser um agente de distribuição, consumidor livre, consumidor especial,
autoprodutor na parcela da energia adquirida, agente de geração com perfil de
consumo ou agente de exportação que seja agente da CCEE.
Com
o propósito de disciplinar a relação entre a CCEE e o Usuário de Energia de
Reserva e, consequentemente, consolidar o arranjo comercial associado à contratação
de Energia de Reserva, a CCEE celebra, com cada Usuário de Energia de Reserva,
o Contrato de uso de Energia de Reserva (CONUER), cujo modelo foi aprovado pela
ANEEL e consta em regulamentação específica.
Para
cobrir os custos decorrentes da contratação de Energia de Reserva, incluindo os
custos administrativos, financeiros e tributários e a remuneração da CCEE pela
gestão do Encargo de Energia de Reserva e da CONER, foi criado um encargo
específico, o Encargo de Energia de Reserva (EER), pago por todos os agentes da
CCEE que se enquadram como Usuários de Energia de Reserva.
Dado
que a CCEE participa, de forma ativa, da estrutura formada para implementação e
operacionalização desse tipo de contratação, uma parcela dos recursos
financeiros obtidos com o recolhimento do EER é destinada para cobertura dos
custos de natureza administrativa, financeira e tributária incorridos pela CCEE
nesse processo. Importa destacar que tais custos são aprovados pela ANEEL, por
meio de resolução homologatória.
Os
recursos financeiros envolvidos na contratação de Energia de Reserva são
administrados pela CCEE mediante gestão da CONER, e todos esses valores
monetários integram o processo de Liquidação Financeira Relativa à Contratação
de Energia de Reserva. Pelo fato de que a CCEE é parte do CER, a CCEE é
responsável pelo lançamento, na referida liquidação financeira, dos valores
monetários devidos aos Agentes Vendedores de Energia de Reserva.
A
Figura 2 apresenta os dispositivos contratuais e financeiros decorrentes da
contratação de Energia de Reserva.
Com
relação ao rateio dos custos decorrentes da contratação de Energia de Reserva,
a parcela devida individualmente pelos Usuários de Energia de Reserva é obtida
em base anual, de acordo com os dados de medição do consumo registrados na CCEE
para efeito de Contabilização do MCP nos últimos doze meses. É considerado,
nesse rateio, os montantes de geração provenientes dos empreendimentos de
autoprodução e produção independente destinados ao atendimento de unidades de
consumo correlatas.
Com
o intuito de mitigar o efeito de uma eventual inadimplência no recolhimento do
EER, algo que poderia impactar o pagamento devido ao Agente Vendedor de Energia
de Reserva, destina-se uma parcela da CONER para constituição do Fundo de
Garantia.
Na
Liquidação de Energia de Reserva pode ocorrer a situação em que o saldo
existente na CONER seja superior ao necessário para pagamento dos valores
devidos aos geradores, sem a necessidade de cobrança de EER em determinado mês,
ocasionando a manutenção de valores monetários não utilizados na CONER, que
permanecem imobilizados até a próxima liquidação de Energia de Reserva. Tal
situação é mais comum em cenários de PLD elevado, ou com alto volume de
geração, as duas variáveis fundamentais a influenciar o resultado do ACER. Além
disso, segundo a dinâmica da contratação de Energia de Reserva, geradores que
não entregam o montante de energia comprometido nos contratos devem restituir o
equivalente financeiro da energia não entregue por meio de ressarcimentos,
creditados na CONER. Tal dinâmica também pode contribuir para a formação de
excedentes na conta.
Dessa
forma, eventuais sobras existentes na CONER devem ser restituídas aos pagadores
que contribuíram para formar o saldo da conta, ou seja, os Usuários de Energia
de Reserva. Essa restituição se dá em parte pelo excedente verificado na
Liquidação de Energia de Reserva, após o pagamento das receitas devidas aos
vendedores em CERs, como também pelo excedente estimado a partir do resultado
do ACER no MCP, que indica a alta probabilidade desse resultado ser motivador
de excedentes na conta. Para isso, no módulo “Consolidação de Resultados” é
necessária a informação dos pagamentos realizados no âmbito da contratação de
Energia de Reserva para se obter a base para a previsão. O módulo “Contratação
de Energia de Reserva” então calcula os custos incorridos no mês de apuração
para fornecer essa informação ao cálculo da estimativa de excedentes da CONER.
A
Figura 3 ilustra o fluxo de financeiros associados à CONER.
As
penalidades de Energia de Reserva indicadas na Figura 3 também se referem a
descumprimentos do Agente Vendedor de Energia de Reserva de obrigações
estabelecidas no CER. Tais penalidades são apuradas, conforme estabelecido no
CER, sendo abatidas diretamente do pagamento devido ao agente, de acordo com
prazos previstos nas Regras e Procedimentos de Comercialização específicos.
Já
os eventuais encargos moratórios previstos como créditos da CONER, se referem à
cobrança de multa e juros dos Usuários de Energia de Reserva inadimplentes no
recolhimento do EER.
1.1.3.
Apuração da Entrega da Energia Contratada para Usina Biomassa
Uma
vez consagrados vencedores do Leilão de Energia de Reserva, os empreendimentos
de geração firmam com a CCEE o Contrato de Energia de Reserva (CER), por meio
do qual se comprometem a entregar o montante de energia contratada no período
estabelecido no contrato mediante geração de energia proveniente de suas usinas
ou por meio de cessão de energia, proveniente de outros vendedores do mesmo
leilão, originária de mesma fonte, localizada no mesmo submercado e desde que
ambos os empreendimentos envolvidos estejam em operação comercial ou cuja
entrada em operação comercial apresente atraso inferior a 12 meses, contado do
início de suprimento do CER.
A
entrega da energia contratada mediante geração ou aquisição de cessão será
apurada após o término do período de apuração da entrega.
A
cessão pode ser caracterizada em duas modalidades: (i) a que envolve
energia/lastro, e (ii) a que envolve somente energia.
O
montante de energia que poderá ser objeto de cessão de energia/lastro
corresponderá ao menor valor entre a geração destinada ao ACL no mês e a
garantia física no ACL.
A
apuração do montante de energia passível de cessão na modalidade energia
corresponde à geração destinada ao ACL no mês, superior ao montante de energia
correspondente à garantia física anual do empreendimento, em MWh. Como a cessão
é baseada na geração efetiva da usina, caso o empreendedor opte por realizar
uma cessão nesta modalidade, haverá reflexo no montante total que poderá ser
cedido na modalidade energia/lastro.
Os
montantes adquiridos de cessão têm finalidades distintas para cada modalidade:
Cessões
de energia/lastro, além de compensarem o montante de energia não entregue ao
CER, também influenciam na apuração da Penalidade por Insuficiência de Lastro
para Venda no Âmbito da Contratação de Energia de Reserva;
Cessões
de energia, somente compensam o montante de energia não entregue ao CER por
insuficiência de geração.
Cabe
destacar, que a transferência de energia por meio do mecanismo de cessão será
negociada de forma bilateral, entre os agentes vendedores de Energia de
Reserva.
1.1.4.
Apuração da Entrega da Energia Contratada para Usina Eólica
A
apuração da Entrega da Energia Contratada para usinas eólicas possui algumas
particularidades dadas as incertezas relacionadas a sua produção de energia.
Uma
delas é a Contratação de Energia por Quadriênio, além do montante anual de
entrega. Por conta disto, foi criada a Conta de Energia, que consiste em uma
faixa de tolerância compreendida de 90% (limite negativo inferior) a 130%
(limite positivo superior) do montante anual contratado.
Dessa
forma, as usinas eólicas comprometidas com CER possuem duas apurações, uma
anual, realizada ao final do ano contratual, e outra quadrienal, realizada após
o término do quadriênio.
Na
apuração anual é calculado o Ressarcimento devido à geração inferior ao limite,
caso a geração anual se apresente abaixo do limite inferior da Conta de Energia
ou é calculada a Receita Variável de Excedente, caso a geração anual exceda o
limite superior da Conta de Energia.
Já
na apuração quadrienal, é verificada a situação da Conta de Energia, e caso o
saldo seja negativo, é calculado o Ressarcimento devido ao saldo negativo da
conta de energia, caso contrário, sendo o saldo positivo, a usina pode optar
por: (i) repassar este saldo para o quadriênio seguinte; (ii) realizar cessão
de energia quadrienal para outros empreendimentos eólicos do mesmo leilão;
(iii) receber a Receita Variável por Saldo Acumulado.
1.1.5.
Apuração da Entrega da Energia Contratada para Usina Solar Fotovoltaica
A
apuração da Entrega da Energia Contratada para usinas solares possui algumas
particularidades, dadas as incertezas relacionadas a sua produção de energia.
Uma
delas é o montante anual de entrega. Por conta disto, foi criada a Conta de
Energia, que consiste em uma faixa de tolerância compreendida de 90% (limite
negativo inferior) a 115% (limite positivo superior) do montante anual
contratado.
Dessa
forma, as usinas solares comprometidas com CER possuem apuração anual,
realizada ao final do ano contratual. Nesta apuração é calculado o
Ressarcimento devido à geração inferior ao limite, caso a geração anual se
apresente abaixo do limite inferior da Conta de Energia ou é calculada a
Receita Variável, caso a geração anual exceda o limite superior da Conta de
Energia.
Ainda
na apuração anual, é verificada a situação da Conta de Energia.
Em
caso de saldo negativo acima do limite inferior da Conta de Energia, é
calculado Ressarcimento. Já nas situações de saldo negativo dentro do limite
inferior da Conta de Energia, é calculado Ressarcimento com acréscimo de 6%
(seis por cento).
Em
contrapartida, casos de saldo positivo, estando este acima do limite superior
da Conta de Energia, é calculado o reembolso proporcional à esta ultrapassagem,
valorada a 30% do valor estipulado em contrato.
Já
em casos de saldo positivo dentro do limite superior da Conta de Energia,
poderá ser, segundo critério do vendedor, objeto de: (i) repasse para o ano
contratual seguinte na condição de crédito de energia; (ii) cessão para outro
vendedor no mesmo Leilão, comprometido com a contratação de Energia de Reserva
proveniente da mesma fonte, com saldo acumulado negativo; ou, (iii) liquidação
no âmbito do contrato.
1.1.6.
Apuração da Entrega da Energia Contratada para Usina PCH e CGH
A
apuração da Entrega da Energia Contratada para usinas PCHs e CGHs contratadas a
partir do 10º LER possui algumas particularidades, dadas as incertezas
relacionadas a sua produção de energia.
Uma
delas é a Contratação de Energia por Quinquênio, além do montante anual de
entrega. Por conta disto, foi criada a Conta de Energia, que consiste em uma
faixa de tolerância compreendida de 90% (limite negativo inferior) a 110%
(limite positivo superior) do montante anual contratado.
Dessa
forma, as usinas PCH e CGHs comprometidas com CER possuem duas apurações, uma
anual, realizada ao final do ano contratual, e outra quinquenal, realizada após
o término do quinquênio.
Na
apuração anual é calculado o Ressarcimento devido à geração inferior ao limite,
caso a geração anual se apresente abaixo do limite inferior da Conta de Energia
ou é calculada a Receita Variável de Excedente, caso a geração anual exceda o
limite superior da Conta de Energia.
Já
na apuração quinquenal, é verificada a situação da Conta de Energia, e caso o
saldo seja negativo, é calculado o Ressarcimento devido ao saldo negativo da
conta de energia, caso contrário, sendo o saldo positivo, a usina pode optar
por: (i) repassar este saldo para o quinquênio seguinte; (ii) realizar cessão
de energia quinquenal para outros empreendimentos hidráulicos do mesmo leilão;
(iii) receber a Receita Variável por Saldo Acumulado.
1.1.7.
Mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva
A
energia efetivamente produzida por usinas que venderam nos Leilões de Energia de
Reserva é contabilizada no âmbito do Mercado de Curto Prazo e liquidada a fim
de transferir a receita dessa geração à CONER.
Uma
vez que a apuração de Energia de Reserva deve considerar somente dados já
contabilizados e liquidados no Mercado de Curto Prazo, há um descasamento entre
os dois processamentos.
O
mês da apuração do Encargo de Energia de Reserva difere do mês de referência da
contabilização do MCP em dois meses, em virtude dos prazos estabelecidos para
esse processamento nos Procedimentos de Comercialização.
Tal
descasamento impacta o momento do cálculo dos ressarcimentos de empreendimentos
de fonte biomassa, bem como das apurações anuais e quadrienais para
empreendimentos eólicos, pois são necessários os dados de todos os meses
compreendidos no período a ser apurado.
Dessa
forma as informações contabilizadas em determinado mês “m” no MCP terão efeitos
somente no mês de apuração de Energia de Reserva “m+2”. Assim os acrônimos
utilizados neste módulo que têm origem em módulos do MCP, terão mês de referência
“m-2”, para que o último dado contabilizado e liquidado seja utilizado
corretamente, conforme ilustram as Figura 7, Figura 9:
1.1.8.
Ano de apuração “fCER”
O
Ano de apuração “fCER” é o ano civil do mês em que tem início o pagamento da
receita de venda. Como esta receita é composta de 12 parcelas iguais, referente
a um pagamento anual, esses meses têm como referência o mesmo ano de apuração
“fCER”, ainda que determinado mês ultrapasse o ano civil seguinte.
O
Ressarcimento é uma apuração conforme dispositivo contratual, que tem como
principal objetivo um acerto financeiro em virtude da diferença positiva, entre
o montante contratado e o montante gerado entregue, no período de apuração
correspondente à receita fixa anual paga.
Como
visto anteriormente, há descasamento de 2 meses entre esta apuração e a
apuração do MCP, de modo que o cálculo do ressarcimento somente se dá quando os
dados do último mês do período de apuração da entrega da energia contratada
estão disponíveis.
Importante:
A
apuração do ressarcimento será feita após conhecidos os valores referentes à contabilização
do Mercado de Curto Prazo do mês de encerramento do período de apuração da
entrega da energia contratada estabelecida no CER.
2.
Detalhamento da Contratação de Energia de Reserva
Esta
seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Contratação de Energia
de Reserva”, apresentando o tratamento dado às disposições pertinentes à
contratação de energia proveniente dos empreendimentos de geração de energia
elétrica, consagrados vencedores nos Leilões regulados, que são promovidos pela
Aneel para contratação de Energia de Reserva, explicitando seus objetivos,
comandos, expressões e informações de entrada/saída.
2.1.
Fonte Biomassa
Objetivo:
Determinar
a Receita Fixa Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de geração à
Biomassa, consagrados vencedores dos Leilões Regulados para Contratação de
Energia de Reserva.
Contexto:
Determinar
a Receita Fixa Líquida, consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE
deverá mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de
Energia de Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 11 relaciona esta
etapa em relação ao módulo completo:
2.1.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Biomassa Determinação da Receita
de Venda
1.
As Receitas de Venda estabelecidas no CER, correspondem à remuneração a ser
recebida pelo agente vendedor de Energia de Reserva pelo comprometimento da
entrega da energia elétrica contratada nas condições definidas no contrato,
sendo composta por Receita Antecipada, se o caso, e Receita Fixa.
1.1.
Para os empreendimentos comprometidos com o 1º leilão de Energia de Reserva a
Receita de Venda corresponde ao valor da Receita Fixa Mensal, conforme
estabelecido no CER.
1.2.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, as Receitas de
Venda serão obtidas a partir da aplicação do Preço de Venda Atualizado sobre
(i) o montante de energia entregue pela usina no período de antecipação; ou
(ii) o montante de energia anual contratada, conforme estabelecido no CER.
Reajuste
da Receita Fixa Anual
2.
As Receitas Fixas dos empreendimentos comprometidos com CER do 1º Leilão de
Energia de Reserva, serão reajustadas anualmente pela variação do IPCA do mês
anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, respeitado o
período mínimo de 12 meses contados da realização do leilão. O Reajuste da
Receita Fixa Anual do CER é realizado de acordo com a seguinte expressão:
Importante:
No
mês de início de suprimento, considerando também eventual antecipação, será
calculada a Receita Fixa Anual Atualizada (RFA_CERp,t,l,m) utilizando o valor
absoluto do IPCA do último mês de referência para atualização definido no
contrato, com relação ao mês base estabelecido, respeitando o prazo de 12 meses
do mês subsequente ao de realização do leilão.
Deverão
ser adotadas seis casas decimais exatas, desprezando-se os demais algarismos a
partir da sétima casa, inclusive.
Caso
o IPCA não seja publicado até este processamento, será utilizado o último
índice publicado, e o ajuste será efetuado na primeira liquidação financeira,
após a publicação do índice que deveria ter sido utilizado.
2.1.
Para empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, a Receita Fixa Anual
Atualizada é determinada em função da aplicação do Preço de Venda Atualizado
sobre o montante de energia contratado anual, conforme segue:
2.2.
Os Preços de Venda estabelecidos para os empreendimentos comprometidos com CER
do 3º LER em diante, serão reajustados anualmente pela variação do IPCA do mês
anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, conforme a
expressão que segue:
Importante:
No
mês de início de suprimento, considerando também eventual antecipação, será
calculado o Preço de Venda Atualizado (PVA_CERp,t,l,m), utilizando o valor
absoluto do IPCA do último mês de referência, para atualização definido no
contrato, com relação ao mês base estabelecido, respeitando o prazo de 12 meses
do mês subsequente ao de realização do leilão.
Deverão
ser adotadas seis casas decimais exatas, desprezando-se os demais algarismos a
partir da sétima casa, inclusive.
Caso
o IPCA não seja publicado até este processamento, será utilizado o último
índice publicado, e o ajuste será efetuado na primeira liquidação financeira
após a publicação do índice que deveria ter sido utilizado.
Receita
Antecipada
3.
Os empreendimentos de geração, comprometidos com o 3º Leilão de Energia de
Reserva, em diante, que iniciarem sua operação comercial em data anterior ao
início do suprimento, e que optarem pela ampliação deste período, receberão
mensalmente, como Receita de Venda, o montante financeiro correspondente a
Receita Antecipada, até que se inicie o período de suprimento estabelecido no
CER.
3.1.
A Receita Antecipada é calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre a energia gerada pela usina no período que antecede ao início
do suprimento, limitada pelo montante de energia contratada para o terceiro ano
do período de apuração da entrega da energia do CER, conforme expressão que
segue:
Importante:
No
cálculo da Receita Antecipada serão considerados os dados de geração da usina e
o Preço de Venda Atualizado, para os meses do período compreendido entre a data
de início da antecipação de operação comercial da usina e a data de início do
primeiro período de apuração da entrega da energia comprometida com o CER.
Receita
Fixa Mensal
4.
Pela disponibilização da energia contratada nos termos do CER, os empreendimentos
de geração farão jus ao recebimento, mensal, da Receita Fixa Mensal, que
corresponderá ao montante financeiro equivalente a um duodécimo da Receita Fixa
Anual Atualizada.
5.
A Receita Fixa Mensal corresponde a Receita Fixa Anual dividida em doze
parcelas mensais iguais a serem lançadas ao longo de cada ano contratual fCER,
e será obtida de acordo com a seguinte expressão:
Receita
de Venda Mensal
6.
A remuneração mensal a ser repassada ao Agente Vendedor comprometido com CER,
será realizada na forma de Receita de Venda, obtida conforme a seguinte
expressão:
Determinação
da Receita Fixa Retida
7.
A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia
contratada no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá direito ao
recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de implantação do
empreendimento de geração comprometido com o CER esteja compatível com a
obrigação de entrega de energia no montante de energia negociado no Leilão.
8.
Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data
programada, a Receita Fixa Mensal poderá ser retida, por determinação da ANEEL
no caso de usinas comprometidas com o 1º Leilão de Energia de Reserva, durante
todo o período em que for mantida tal expectativa. Todavia, a partir da entrada
em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal será
realizado conforme a determinação em cada CER:
8.1.
Será considerada como usina em operação comercial para fins da retenção da
Receita Fixa Mensal, aquela comprometida com o 1º ou 3º LER que possuir pelo
menos uma unidade geradora em operação comercial em qualquer hora do mês de
apuração.
8.2.
Para as usinas comprometidas com o 4º LER em diante, o lançamento da Receita
Fixa Mensal será feito na proporção da potência em operação comercial, em
relação à potência total da usina.
8.3.
A liberação dos valores monetários associados à Receita Fixa Retida, ocorrerá
no mês em que for apurado o ressarcimento previsto no CER de entrega de energia
em montante inferior à energia contratada. Será utilizada juntamente com a
Receita Fixa Mensal atualizada, referente ao mês de apuração para obter o valor
final devido ao Agente Vendedor de Energia de Reserva. Nos meses que seguem à
apuração do ressarcimento contratual, a Receita Fixa Mensal será paga ao Agente
mesmo que o empreendimento ainda esteja em fase de implantação, sendo retomada
a retenção da receita fixa mensal a partir do primeiro mês do período de
apuração da entrega da energia contratada subsequente.
8.4.
Para o empreendimento comprometido com CER que: (i) não possui nenhuma unidade
geradora em operação comercial no mês; ou (ii) cujo cronograma de implantação
encontra-se incompatível com a obrigação do Agente Vendedor de Energia de
Reserva em termos de capacidade de entrega de energia no montante da energia
contratada; a Receita Fixa Retida é calculada de acordo com a seguinte expressão:
Importante:
Excepcionalmente,
para o primeiro mês de cada período de apuração da entrega de energia, “fCER”,
definido no CER, o valor inicial da Receita Fixa Retida do mês anterior (RF_RETp,t,l,fCER,m-1)
receberá o valor igual a zero.
8.5.
Para o empreendimento comprometido com CER que: (i) possui pelo menos uma
unidade geradora em operação comercial em qualquer hora do mês; ou (ii) cujo
cronograma de implantação encontra-se compatível com a obrigação do Agente
Vendedor de Energia de Reserva em termos de capacidade de entrega de energia no
montante da energia contratada; a Receita Fixa Retida será obtida de acordo com
a seguinte expressão:
Importante:
Excepcionalmente,
para o primeiro mês de cada período de apuração da entrega de energia ao CER
“fCER”, definido no CER, o valor inicial da Receita Fixa Retida do mês anterior
(RF_RETp,t,l,fCER,m-1) receberá o valor igual a zero.
A
Receita Fixa não será retida se a ANEEL identificar que a usina está apta a
entrar em operação comercial e as instalações de transmissão/ distribuição
necessárias para o escoamento da energia se encontrarem em atraso, exceto no
caso de alteração, solicitada e/ou causada pelo VENDEDOR.
8.6.
Para o empreendimento comprometido com o 4º LER em diante, a receita deve ser
retida na proporção das suas unidades fora de operação comercial, até que a
usina se encontre com potência em operação comercial igual à sua capacidade
total. Dessa forma, a Retenção Proporcional da Receita Fixa é determinada
conforme a seguinte expressão:
8.6.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina, para
empreendimentos comprometidos com o 4º LER, identifica a proporção de potência
da usina que está fora de operação comercial, ponderado por todo o mês,
expresso por:
8.6.1.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial de Usinas comprometidas com
Energia de Reserva identifica a proporção de potência da usina que não está em operação
comercial, conforme a seguinte equação:
8.6.1.2.
O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva
identifica a proporção de potência da usina que está em operação comercial,
expresso por:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
9.
Ao longo do período de suprimento o agente vendedor de Energia de Reserva
deverá garantir a entrega da energia contratada mediante geração proveniente
das usinas comprometidas com CER ou por meio da cessão de energia e/ou
energia/lastro. A verificação de entrega de energia em montantes inferiores à
energia contratada no período de apuração, sujeitará ao agente vendedor o
pagamento de montante financeiro correspondente ao ressarcimento por
insuficiência de geração. Para os CERs, os ressarcimentos devidos pelo Agente
Vendedor de Energia de Reserva, são determinados em função da entrega da
energia no período estabelecido no CER e compostos pelos seguintes comandos e
expressões:
Importante:
A
apuração do ressarcimento será feita após conhecidos os valores referentes à
contabilização do mercado de curto prazo do mês de encerramento do período de
apuração da entrega da energia contratada estabelecida no CER.
9.1.
Para as usinas comprometidas com CER, será verificado se a geração realizada no
período de apuração da entrega da energia estabelecido no CER foi em montante
suficiente para atendimento ao compromisso contratual. Caso seja constatada
entrega de energia em montantes inferiores aos da energia contratada e não
tenha havido a transferência de energia por meio do mecanismo de cessão, o
Agente Vendedor de Energia de Reserva ficará sujeito aos ressarcimentos
previstos em cláusula específica do CER.
9.2.
As usinas que integrarem o mesmo CER terão a verificação de atendimento ao
compromisso contratual apurado de forma global, isto é, a indisponibilidade
será verificada tendo como base: (i) a geração realizada deste conjunto de usinas;
(ii) a cessão total de energia e/ou energia/lastro; e (iii) a quantidade de
energia não entregue involuntariamente; que serão averiguadas durante o período
de apuração da entrega da energia contratada, estabelecida no CER.
9.3.
Na apuração global do atendimento ao CER, a energia não entregue
involuntariamente, corresponderá à indisponibilidade das usinas, motivada pelo
atraso da entrada em operação das instalações de distribuição ou de transmissão
da rede básica, necessárias para o escoamento da energia produzida pelas
usinas, quando verificado pela Aneel. Neste caso, as usinas comprometidas com o
mesmo CER deverão estar aptas a entrar em operação comercial.
10.
A Quantidade de Energia não Fornecida ao CER, corresponde ao efetivo volume de
energia passível de ressarcimento pelo agente vendedor, dado pelo Déficit de
Energia para Atendimento do CER não atendido pela sobra de outras usinas do
CER, como prevê a legislação aplicável a estes contratos.
10.1.
O montante total de energia não fornecida pelas parcelas de usina comprometidas
com o mesmo CER, é obtido a partir da diferença entre: (i) a quantidade total
de energia comprometida com CER; e (ii) o total de geração destinada para
atendimento ao contrato; descontada a energia que deixou de ser gerada em função
de fatores não gerenciáveis pelos Agentes Vendedores comprometidos com aquele
CER, e a quantidade de energia adquirida por meio do mecanismo de cessão,
conforme expressão que segue:
10.2.
A Quantidade de Energia não Fornecida ao CER, de cada parcela de usina, é
obtida a partir da relação entre a energia contratada pela parcela de usina e o
montante total contratado no CER, aplicada sobre o montante total de energia
não fornecida pelas usinas comprometidas com o mesmo CER, conforme expressão
que segue:
11.
O cálculo do Ressarcimento Final pela Energia Não Fornecida ao CER é realizado,
no mês de apuração do ressarcimento, com base na Quantidade de Energia não
Fornecida ao CER e sua precificação é definida após verificado se a Quantidade
de Energia não Fornecida ao CER ultrapassou 10% da Quantidade de Energia
Comprometida com o CER. Sendo assim:
11.1.
Caso o mês de apuração seja o mês de apuração do ressarcimento associado a um
determinado ano de entrega “fCER”, o Ressarcimento Final pela Energia Não
Fornecida ao CER é definido da seguinte forma:
11.2.
Para os empreendimentos comprometidos com o 1º LER, caso a Quantidade de
Energia não Fornecida ao CER ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de Energia
Comprometida com CER, o cálculo do Ressarcimento Final pela Energia Não
Fornecida ao CER é precificado ao Valor da Energia Comprometida com a Receita
Fixa acrescido de 15%, conforme segue:
11.3.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, caso a Quantidade
de Energia não Fornecida ao CER ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de
Energia Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida
ao CER é precificado pelo Preço de Venda Médio acrescido de 15%, conforme
segue:
Importante:
A
apuração da não entrega de energia ao CER levará em consideração a verificação
de atendimento ao compromisso contratual apurado de forma global, ou seja, o
total de energia não entregue ao CER será comparado com o total de energia
contratada por todas as usinas comprometidas com CER.
A
quantidade de energia não fornecida ao CER apurada para as usinas integrantes
de um mesmo CER, será rateada na proporção da energia contratada.
11.4.
Para os empreendimentos comprometidos com o 1º LER, caso a Quantidade de
Energia não Fornecida ao CER não ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de
Energia Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia Não Fornecida
ao CER é precificado ao Valor da Energia Comprometida com a Receita Fixa,
conforme segue:
11.5.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, caso a Quantidade
de Energia não Fornecida ao CER não ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de
Energia Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida
ao CER é precificado pelo Preço de Venda Médio, conforme segue:
11.6.
Caso o mês de apuração não corresponda ao mês de apuração do ressarcimento
associado a um determinado ano de entrega “fCER”, o Ressarcimento Final pela
Energia não Fornecida ao CER é ZERO, expresso por:
Determinação
da Receita Líquida do Agente
12.
Para se estabelecer a Receita Líquida que o Agente Vendedor de Energia de
Reserva tem a receber, serão considerados: (i) o valor atualizado da parcela
mensal da Receita de Venda; (ii) a adoção do mecanismo de retenção da Receita
Fixa em decorrência do estágio de implantação do empreendimento de geração
comprometido com o CER; (iii) a aplicação do dispositivo contratual de
ressarcimento por entrega de energia em montante inferior à energia contratada;
e (iv) os Efeitos do Mercado de Curto Prazo decorrentes do Mecanismo de Cessão.
12.1.
A Receita Líquida apurada para o agente proprietário de uma usina que apresenta
insuficiência de lastro na apuração da penalidade de energia de reserva, poderá
sofrer alterações em seu montante devido a tal penalidade.
12.2.
Para o empreendimento comprometido com CER que: (i) possui pelo menos uma
unidade geradora em operação comercial em qualquer hora do mês; ou (ii)
adquiriu energia pelo mecanismo de cessão para atender o compromisso
contratual; e/ou (iii) cujo cronograma de implantação encontra-se compatível
com a obrigação do Agente Vendedor de Energia de Reserva em termos de
capacidade de entrega de energia no montante da energia contratada; a Receita
Líquida Mensal será calculada de acordo com as seguintes expressões:
12.3.
Quando o mês de apuração do encargo não corresponder ao mês de apuração do
ressarcimento associado a determinado ano de entrega “fCER”, a receita líquida
será obtida na forma que segue:
Importante:
Devido
ao descasamento dos meses de referência na apuração da Energia de Reserva e na
contabilização do MCP, o Efeito no Mercado de Curto Prazo do Mecanismo de
Cessão, para fonte biomassa, representa o valor financeiro da cessão realizada
no mês de apuração “m-2”.
12.4.
Quando o mês de apuração do encargo corresponder ao mês de apuração do
ressarcimento associado a determinado ano de entrega “fCER”, a receita líquida
será obtida na forma que segue:
12.5.
Para o empreendimento comprometido com CER que: (i) não possui nenhuma unidade
geradora em operação comercial no mês; ou (ii) cujo cronograma de implantação
encontra-se incompatível com a obrigação do Agente Vendedor de Energia de
Reserva em termos de capacidade de entrega de energia no montante da energia
contratada; a Receita Líquida Mensal será determinada de acordo com as
seguintes expressões:
12.6.
Quando o mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva não corresponder ao
mês de apuração do ressarcimento associado a determinado período do ano de
entrega “fCER”, a Receita Líquida será obtida na forma que segue:
Importante:
Após
o mês de apuração do valor correspondente ao ressarcimento por entrega de
energia em montante inferior à energia contratada, o pagamento da receita fixa
mensal será realizado independentemente do estágio de implantação do empreendimento
de geração comprometido com o CER, devendo tal pagamento ser efetuado até o
término do ano de apuração “fCER”.
12.7.
Quando o mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva corresponder ao mês
de apuração do ressarcimento associado a determinado ano de entrega “fCER”, a
receita líquida será obtida na forma que segue:
13.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores
referentes a reapurações de outros meses, logo o valor recebe um montante
financeiro referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
2.1.2.
Dados de Entrada do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fontes Biomassa
2.1.3.
Dados de Saída do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fontes Biomassa
2.2.
Fonte Eólica
Objetivo:
Determinar
a Receita de Venda Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de
geração de fonte eólica, consagrados vencedores de Leilão Regulado para
Contratação de Energia de Reserva, produto de fonte eólica.
Contexto:
Determinar
a Receita de Venda Líquida consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE
deverá mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de
Energia de Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 12 relaciona esta
etapa em relação ao módulo completo:
2.2.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Eólica
Determinação
do montante para abatimento do ressarcimento em função da restrição de geração
por constrained-off
Os
cálculos abaixo são realizados no mês de apuração do ressarcimento previsto no
CER :
14.
A Energia não fornecida em decorrência da restrição deve ser ponderado pelo
percentual de energia comprometimento com leilões, conforme expressão abaixo:
15.
O cálculo da energia não fornecida para usinas comprometidas com CER deve ser
agregada por ano contratual, conforme seguintes equações:
16.
A energia não fornecida deve ser limitada ao montante necessário para cada
atendimento do contrato, conforme seguinte equação:
17.
O montante de energia não fornecida para os contratos corresponde ao menor
valor, entre a energia não fornecida devida a restrição de operação indicada
pelo ONS, e a energia para atendimento dos contratos, conforme expressão
abaixo:
18.
O montante de energia do ambiente regulado não fornecida corresponde à soma da
energia não fornecida calculada devido as restrições indicadas pelo ONS somada
as restrições calculadas devido ao atraso da entrada em operação comercial das
instalações de transmissão/distribuição. Para que a soma seja realizada
corretamente, é necessário especificar cada tipo de contrato, conforme
expressões abaixo:
Determinação
da Energia Contratada
19.
O montante de Energia de Reserva contratada de fonte eólica é definido por
quadriênio, ou seja, para cada período de 4 (quatro) anos, compreendidos no
período de suprimento, haverá um montante de energia contratada a ser entregue
pelo agente vendedor de Energia de Reserva. Os quadriênios estão estabelecidos
em cada CER.
19.1.
Para empreendimentos vencedores do 5º Leilão de Energia de Reserva em diante, a
energia contratada no Quadriênio será estabelecida em função do montante de
energia contratada no leilão pelo Agente Vendedor, de acordo com as seguintes
expressões:
Importante:
Este
cálculo é realizado no primeiro mês de apuração de cada quadriênio.
19.2.
Para os demais empreendimentos, no primeiro quadriênio a energia contratada
será estabelecida em função do montante de energia contratado no leilão pelo
Agente Vendedor, enquanto que, para os demais quadriênios será aplicado o
dispositivo da reconciliação contratual, ou seja, a energia contratada será
revisada para o menor valor entre: (i) valor médio da geração realizada desde o
início do 1º quadriênio até o término do quadriênio anterior; e (ii) o montante
de energia contratada reconciliada; de acordo com as seguintes expressões:
Importante:
Este
cálculo é realizado no primeiro mês de apuração para o primeiro quadriênio e no
segundo mês do primeiro ano de apuração de cada quadriênio, a partir do segundo
quadriênio.
19.3.
A geração média de Energia de Reserva realizada desde o início do 1º quadriênio
até o final do quadriênio anterior é calculada da seguinte forma:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de apuração de cada quadriênio, a partir do
segundo quadriênio, utilizando dados dos quadriênios anteriores.
O
acrônimo ENF_DT_ANEELp,t,l,fCER pode ainda ser utilizado pela Aneel para
considerar os casos de não fornecimento de energia por postergação do início de
suprimento do contrato ou para ressarcimento da energia não fornecida por
restrição elétrica.
A
quantidade de horas do quadriênio considera o período completo de quatro anos
do contrato original, independente de postergação do início de suprimento.
19.4.
Apenas para fins da energia reconciliada, será apurada uma energia não
fornecida devido a dados faltantes, considerando eventual período de
postergação de início e atraso da entrada em operação comercial. Cabe
ressaltar, que no caso de atraso parcial os dados faltantes serão estimados a
partir da geração estimada. Assim a Energia não fornecida devido aos Dados
Faltantes, será apurada conforme a seguinte equação:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de apuração de cada quadriênio, a partir do
segundo quadriênio, utilizando dados do quadriênio anterior.
19.5.
O montante de energia contratada reconciliada correspondente à diferença entre:
(i) o montante total de energia contratada no leilão, desde o início do 1º
quadriênio até o quadriênio atual, inclusive; e (ii) o montante total de
energia contratada calculada para o período compreendido entre o início do 1º
quadriênio até o final do quadriênio anterior; conforme expressão que segue:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de apuração de cada quadriênio, a partir do
segundo quadriênio.
As
negociações realizadas por meio do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de
Fonte Eólica não impactam o cálculo da Energia Contratada Reconciliada
(ECQRp,t,l,q).
Apuração
da Conta de Energia
20.
Com objetivo de mitigar incertezas relacionadas à produção de energia
proveniente de fonte eólica, foi criada a Conta de Energia, que corresponde ao
saldo de energia anualmente acumulado resultante da soma, a cada 12 meses, da
diferença entre (i) a energia gerada anual pela usina; e (ii) a energia
contratada no período considerado. A apuração do saldo de energia na Conta de
Energia, seguirá os seguintes comandos:
20.1.
O saldo acumulado na Conta de Energia será apurado uma vez ao final de cada ano
contratual, ao final de cada quadriênio, e observará uma Faixa de Tolerância em
relação ao montante de energia contratada estabelecido para o período
analisado.
20.2.
A Faixa de Tolerância corresponderá a uma margem inferior de 10% (dez por
cento), abaixo do valor da energia contratada referente ao período considerado,
e a uma margem superior de 30% (trinta por cento), acima do valor da energia
contratada aplicável ao mesmo período.
20.3.
A eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia, ao final de cada ano
contratual, que extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância, será
repassada ao Agente Vendedor na forma de Receita Variável por Geração Excedente.
Enquanto que a eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia que
extrapolar o limite inferior da Faixa de Tolerância, sujeitará o Agente
Vendedor ao pagamento de ressarcimento pela energia contratada não entregue.
20.4.
Realizado o processo de apuração quadrienal do saldo na Conta de Energia, a
eventual parcela de energia remanescente do saldo acumulado contida na Faixa de
Tolerância, proveniente de desvios positivos de geração, poderá ser segundo
critério do Agente Vendedor, objeto de:
repasse
para o quadriênio seguinte na condição de crédito de energia;
cessão
para outros agentes de geração que se sagraram vencedores no mesmo Leilão e
necessitam deste mecanismo para mitigar o ressarcimento; ou
pagamento
de Receita Variável por Saldo Acumulado na Conta de Energia.
20.5.
Realizado o processo de apuração quadrienal do saldo na Conta de Energia, a
eventual parcela de energia associada ao saldo acumulado contido na Faixa de
Tolerância, proveniente de desvios negativos de geração, sujeitará o Agente
Vendedor ao pagamento de ressarcimento pela energia contratada não entregue,
considerados os montantes de energia adquiridos por meio do mecanismo de
cessão.
20.6.
Para fins de apuração da conta de energia, considera-se o ano contratual,
conforme compreendido no CER.
21.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período
considerado, será obtida a partir do Desvio Anual de Geração, calculado em
função da diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER e o total
de energia contratada no quadriênio, considerando também a Energia não
fornecida por conta do atraso da entrada em operação comercial das instalações
de transmissão/distribuição, na forma que segue:
Se
o mês do ressarcimento ocorrer no quadriênio seguinte, a partir do segundo
quadriênio:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de apuração de cada ano contratual, ou seja,
dois meses após o término do período de apuração da entrega da energia ao CER
“fCER” que está sendo analisado.
O
cálculo se inicia no segundo ano do período contratual.
22.
A Faixa de Tolerância, para apuração do saldo acumulado na conta de energia, é
formada em seu limite máximo pela Margem Superior e em seu limite mínimo pela
Margem Inferior.
22.1.
A Margem Superior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que segue:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de apuração de cada ano contratual.
22.2.
A Margem Inferior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que
segue:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de apuração de cada ano contratual.
23.
Para cada ano contratual do quadriênio, será apurado o montante de energia
entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER, que será composto pelo
desvio de geração anual acrescido do saldo acumulado da conta de energia do ano
contratual anterior. Estabelecido o montante de energia entregue, o mesmo será
comparado com o montante de energia associada à Faixa de Tolerância para
composição do saldo acumulado da Conta de Energia Preliminar.
23.1.
O montante de energia entregue anualmente pelo Agente Vendedor para verificação
da Faixa de Tolerância, é calculado da seguinte forma:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de apuração de cada ano contratual, ou seja,
dois meses após ao término do período de apuração da entrega da energia ao CER
“fCER” que está sendo analisado.
O
cálculo se inicia no segundo ano do período contratual.
24.
O saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano contratual,
denominado de Saldo da Conta de Energia Preliminar, é estabelecido em função do
maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de energia para verificação da
faixa de tolerância e o montante de energia equivalente à margem superior do
contrato, e (ii) o montante de energia equivalente à margem inferior do
contrato, conforme expressão que segue:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de apuração de cada ano contratual, ou seja,
dois meses após o término do período de apuração da entrega da energia ao CER
“fCER” que está sendo analisado.
O
cálculo se inicia no segundo ano do período contratual.
25.
Apurado o Saldo da Conta de Energia Preliminar será estabelecido o Saldo da
Conta residual conforme os seguintes comandos:
25.1.
A partir do primeiro ano contratual de cada quadriênio, o Saldo da Conta de
Energia Preliminar será transferido para o ano subsequente até o último ano do
mesmo quadriênio.
25.2.
Ao final do último ano do quadriênio, sendo verificado Saldo da Conta de
Energia Preliminar positivo, o Agente Vendedor, poderá estabelecer o quanto do
saldo de energia será repassado para a Conta de Energia do quadriênio seguinte,
estabelecendo um Montante de Repasse a ser subtraído do saldo acumulado.
25.3.
Desta forma, o Saldo da Conta de Energia residual será obtido, conforme a
seguinte expressão:
Importante:
Este
cálculo é realizado no segundo mês de cada ano contratual, ou seja, dois meses
após ao término do período de apuração da entrega da energia ao CER “fCER” que
está sendo analisado.
O
cálculo se inicia no segundo ano do período contratual, sendo que tanto o Saldo
da Conta de Energia Residual (SCEp,t,l,fCER), como o Montante de Repasse
(MONT_Rp,t,l,fCER) do primeiro ano contratual serão nulos.
O
Montante de Repasse é limitado ao Saldo da Conta de Energia Preliminar
disponível para o período fCER. (MONT_Rp,t,l, fCER+ MONT_CEp,t,l,fCER
<=SCEPp,t,l,fCER ), onde o Fator de Cessão “FCp,t,l,q” é obtido por meio do
somatório de todas as cessões bilaterais negociadas pela parcela de usina.
Para
o último ano do último quadriênio do período de suprimento o Montante de
Repasse “MONT_Rp,t,l,fCER” será nulo
Determinação
da Receita de Venda
26.
A Receita de Venda estabelecida no CER corresponde à remuneração a ser recebida
pelo agente vendedor de Energia de Reserva pelo comprometimento de entrega da
energia elétrica contratada nas condições definidas no contrato, sendo composta
pela Receita Fixa e pela Receita Variável. Estas serão definidas com base no
Preço de Venda, e nos montantes de Energia Contratada e Energia Gerada,
conforme estabelecido no CER.
Reajuste
do Preço de Venda
27.
O Preço de Venda estabelecido será reajustado anualmente pela variação do IPCA
do mês anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, de acordo
com a seguinte equação
Receita
Fixa
28.
A Receita Fixa corresponderá ao pagamento associado à Energia Contratada, sendo
repassada ao Agente Vendedor após iniciado o período de apuração da entrega da
energia contratada definido no CER, em doze parcelas.
28.1.
A Receita Fixa Anual será calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre o montante de Energia Contratada estabelecido para o ano
contratual corrente, conforme a seguinte expressão:
28.2.
A Receita Fixa Mensal apresenta o valor de Receita Fixa Anual dividido em doze
parcelas mensais iguais a serem lançadas ao longo de cada ano contratual fCER,
considerando ajuste em caso de reconciliação da energia, para usina, conforme a
seguinte expressão:
Importante:
O
cálculo da Receita Fixa Mensal é realizado a partir do início de suprimento,
desconsiderando eventual antecipação.
28.3.
O Ajuste da Receita em função da Reconciliação Quadrienal ocorre devido ao fato
que o cálculo da energia reconciliada é realizado somente no segundo mês do
quadriênio ocorrendo descasamento entre a receita paga e a realmente devida. O
cálculo do ajuste é realizado a partir do montante de energia reconciliada com
o preço de venda atualizado sobre a quantidade de meses do ano de apuração correspondente:
Receita
Variável
29.
A Receita Variável corresponderá ao pagamento associado à:
29.1.
Energia Gerada nos meses que antecedem ao início do período de apuração da
entrega da energia contratada definida no CER, quando a usina entrar em
operação comercial antes do início de suprimento, será alocada de forma
compulsória para o contrato.
29.2.
Energia referente à parcela de saldo acumulado da Conta de Energia que
extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância, conforme apuração
realizada ao final de cada ano contratual.
29.3.
Energia referente à parcela do saldo acumulado da Conta de Energia, contida na
Faixa de Tolerância e proveniente de desvios positivos de geração, que não foi
objeto de repasse e/ou cessão, conforme apuração realizada ao final de cada
quadriênio.
29.4.
A Receita Variável, exceto a parcela associada à antecipação, das usinas que tenham
celebrado termos aditivos aos respectivos CERs, alterada como indicado na linha
de comando 29.7, será apurada considerando o Preço de Liquidação das Diferenças
médio do ano contratual anterior.
29.5.
A Receita Variável associada à antecipação do início de suprimento é calculada
mensalmente em função da aplicação do Preço de Venda Atualizado sobre o
montante de geração destinada para atendimento ao CER no período
correspondente, conforme expressão que segue:
29.6.
O Montante de Energia Excedente Anual, ou seja, o saldo acumulado da Conta de
Energia acima do limite superior da Faixa de Tolerância, é obtido pela
diferença positiva entre (i) o montante de energia calculado para verificação
da faixa de tolerância e (ii) o montante de energia correspondente à margem
superior da faixa de tolerância, conforme a seguinte expressão:
29.7.
A Receita Variável Anual por Geração Excedente, ou seja, devido ao saldo
acumulado da Conta de Energia acima do limite superior da Faixa de Tolerância,
é obtida em função da aplicação do valor definido em contrato para parcela
variável, sobre o Montante de Energia Excedente Anual conforme a seguinte
expressão:
30.
Para as usinas que tenham celebrado termo aditivo ao CER alterando a forma de
cálculo da Receita Variável, conforme equacionamento a seguir, então:
30.1.
O cálculo do Preço Médio de Liquidação das Diferenças do Ano Contratual,
utilizado para valorar a Receita Variável das usinas que tenham celebrado termo
aditivo ao CER prevendo tal condição, é expresso pela média do Preço de
Liquidação de Diferenças em todos os submercados no ano contratual anterior ao
ano de apuração do CER, dado por:
30.2.
O pagamento da Receita Variável de Excedente será realizado em parcelas mensais
uniformes, consideradas na apuração da Receita de Venda Total do Empreendimento
Comprometido com CER, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
30.3.
O Montante do Saldo Acumulado Quadrienal é calculado a partir da aplicação do
fator de repasse e/ou fator de cessão no Saldo da Conta de Energia, conforme
expressão que segue.
30.4.
Para os meses compreendidos entre o mês da última apuração quadrienal e os 23
meses posteriores, a Receita Variável Quadrienal por Saldo Acumulado na conta
de energia contida na Faixa de Tolerância é calculada na apuração quadrienal a
partir da valoração, conforme o CER, do Montante do Saldo Acumulado Quadrienal.
30.5.
Para usinas que tenham celebrado termo aditivo ao CER alterando, conforme
discriminado no equacionamento a seguir, a forma de cálculo da Receita Variável
por Saldo Acumulado, conforme expressão que segue:
30.6.
Para as demais usinas o cálculo da Receita Variável por Saldo Acumulado é determinado
pela valoração ao preço de venda atualizado, conforme expressão que segue:
30.7.
Para os demais meses não há cálculo da receita variável, conforme
equacionamento a seguir:
30.8.
A Parcela Mensal da Receita Variável por Saldo Acumulado é dividida em 24
meses, expressão que segue:
31.
A remuneração mensal a ser repassada ao Agente Vendedor comprometido com CER, na
forma de Receita de Venda Total será obtida conforme a seguinte expressão:
Determinação
da Receita Fixa Retida
32.
A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia
contratada no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá direito ao
recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de implantação do
empreendimento de geração comprometido com o CER esteja em operação comercial.
Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data
programada, a Receita Fixa mensal será retida por determinação da ANEEL durante
todo o período em que for mantida tal expectativa. Todavia, quando da entrada
em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal voltará a
ser feito.
33.
Será considerada como usina em operação comercial para fins da retenção da
Receita Fixa Mensal, aquela comprometida com o 2º ou 3º LER e que possuir pelo
menos uma unidade geradora em operação comercial em qualquer hora do mês de
apuração. Para as usinas comprometidas com 4º LER em diante, o lançamento da
Receita Fixa Mensal voltará a ser feito na proporção da potência em operação
comercial, em relação à potência total da usina. A liberação dos valores
monetários associados à receita fixa retida ocorrerá no mês em que for apurado
o ressarcimento previsto no CER em função de entrega de energia em montante
inferior à energia contratada, sendo utilizada juntamente com a receita de
venda referente ao mês de apuração, para obter o valor final a ser pago ou
recebido do Agente Vendedor de Energia de Reserva.
34.
Para o empreendimento comprometido com CER, a receita fixa retida é calculada
de acordo com a seguinte expressão:
34.1.
A retenção de Receita Fixa Mensal é cessada quando a usina encontra-se em
operação comercial. No entanto, a partir do 4º LER, a receita deve ser retida
na proporção das suas unidades fora de operação comercial, até que a usina se
encontre com potência em operação comercial igual à sua capacidade total.
Assim, a Retenção Proporcional de Receita é dada conforme a seguinte expressão:
34.2.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina, para empreendimentos
comprometidos com o 4º LER em diante, identifica a proporção de potência da
usina que está fora de operação comercial, em relação à sua capacidade total,
ponderado por todo o mês, expresso por:
34.2.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial de Usinas comprometidas com Energia
de Reserva identifica a proporção de potência da usina que não está em operação
comercial ou atestada pela Aneel como apta, conforme a seguinte equação:
34.2.1.1.
O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva,
identifica a proporção de potência da usina que está em operação comercial, em
relação à sua capacidade total, expresso por:
35.
A receita retida de cada mês da usina é atualizada do mês da retenção até o IPCA
disponível no mês do ressarcimento, de acordo com variação do IPCA,
considerando o descasamento existente de dois meses entre a divulgação do
Índice e a apuração de energia de reserva de acordo com a seguinte expressão:
36.
A receita retida acumulada considera tanto o valor da receita retida
atualizada, quanto aquela que vai ser objeto de atualização, somente para fins
de montante de apuração de encargo, conforme seguinte equação:
37.
A liberação da retenção da Receita Fixa será realizada no mês de apuração do
ressarcimento previsto no CER, da seguinte forma:
38.
A Receita Parcial do empreendimento comprometido com CER é definida com base na
sua Receita de Venda Total e as Receitas Fixas Retidas, conforme segue:
39.
A parcela positiva da Receita Parcial do empreendimento comprometido com CER é
representada pela Receita de Venda Preliminar, conforme equacionamento a
seguir:
40.
Caso, devido a ajustes, a receita do empreendimento assuma valores negativos,
esta será incorporada no Pagamento Associado ao Vendedor devido a Ajustes
Decorrentes de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas, como
demonstrado abaixo:
Determinação
da Multa de Medição Anemométrica
41.
Os CERs associados as centrais geradoras eólicas contem previsão de obrigações
relativas a dados de medições anemométricas e climatológicas para com a Empresa
de Pesquisa Energética – EPE Em caso de descumprimento da obrigação contratual
será aplicada multa referente à medição anemométrica, calculada da seguinte
forma:
41.1.
A multa anemométrica é aplicada a partir do mês relacionado ao evento que
ocorrer primeiro, sendo eles: (i) entrada em operação comercial, considerando
tanto o suprimento contratual como o período de antecipação, (ii) enquadramento
da usina como apta a entrar em operação comercial, (iii) apuração do primeiro
ressarcimento da usina.
41.2.
O descumprimento informado pela EPE pode estar associado a mais de uma
incidência e ter referência diferente do mês de apuração.
41.3.
Para fins de aplicação desta multa, a contagem de tempo presente nesta
metodologia será baseada no arredondamento para cima do número meses
abrangidos, não sendo observado o número de dias quando inferior ao mês civil
de referência.
41.4.
Caso seja informado pela EPE o descumprimento da obrigação referente ao sistema
de medição anemométrica, a Multa Anemométrica será valorada em 1% (um por
cento) da Receita Fixa Mensal para cada mês de referência com descumprimento
informado, acrescido do montante acumulado não pago dos meses passados,
conforme a seguinte equação:
41.5.
A Receita Fixa para Referência do Cálculo da Multa Anemométrica determina o
valor em reais por megawatt hora a ser utilizado para o cálculo da Multa
Anemómetrica a ser debitada da receita da usina, conforme a seguinte expressão:
42.
A Multa por Medição Anemométrica é abatida da Receita de Venda Preliminar, até
o seu limite, não cabendo exposição financeira negativa para empreendimentos
comprometidos com CER, de fonte eólica, como define a expressão:
43.
O valor da Multa de Medição Anemométrica que se apresentou superior à receita a
ser recebida pelo agente será abatida no mês seguinte, compondo assim a Multa
Anemométrica Remanescente:
44.
No segundo mês de apuração, de cada ano contratual, o valor da Multa
Anemométrica Remanescente será atribuído à Multa Anemométrica Remanescente
Anual, para que todo o valor ainda pendente possa ser lançado ao vendedor, como
segue:
45.
O Percentual Acumulado de Multa Anemométrica refere-se ao montante remanescente
da multa anemométrica convertido em percentual da Receita Fixa Mensal:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
46.
Ao longo do período de apuração da entrega da energia comprometida com o CER o
agente vendedor de Energia de Reserva deverá garantir a entrega da energia
contratada mediante geração proveniente da usina comprometida com CER ou por
meio do mecanismo de cessão de energia proveniente de outro agente vendedor
sagrado vencedor do mesmo leilão. A verificação de montante de entrega de
energia em montantes inferiores à energia contratada no período de apuração sujeitará
ao agente vendedor o pagamento de montante financeiro correspondente ao
ressarcimento por insuficiência de geração.
Apuração
Anual
47.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final do
ano contratual for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar
situa-se abaixo da margem inferior da faixa de tolerância, o valor do
ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido pela seguinte
expressão:
47.1.
Tendo em vista que a Receita Total Retida é liberada no momento da apuração do
ressarcimento para abatimento do mesmo, a Apuração Líquida visa calcular o
montante resultante do abatimento do Ressarcimento Anual devido à Geração
Inferior ao Limite, conforme a expressão a seguir:
Apuração
Quadrienal
48.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final de
cada quadriênio for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar está
contido na faixa de tolerância e que foi proveniente de desvios negativos de
geração, o valor do ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido
pelas seguintes expressões:
48.1.
Para empreendimentos vencedores do 5º Leilão de Energia de Reserva em diante a
valoração do ressarcimento quadrienal é realizada com base no preço de venda
atualizado acrescido em 6%:
48.2.
Para os demais empreendimentos diante a valoração do ressarcimento quadrienal é
realizada com base no preço de venda atualizado:
48.3.
Após o abatimento do montante resultante do abatimento do Ressarcimento Anual
devido à Geração Inferior ao Limite, eventual montante positivo ainda é
utilizado para abatimento do Ressarcimento Quadrienal devido ao Saldo Negativo
da Conta de Energia na apuração quadrienal, conforme a expressão a seguir:
Parcelas
Mensais
49.
A cobrança do Ressarcimento anual devido à geração inferior ao limite será realizada
em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração do Valor a ser pago do
empreendimento eólico, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
50.
A cobrança do Ressarcimento quadrienal devido ao saldo negativo da conta de
energia será realizada em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração
do Valor a ser pago ou recebido do empreendimento eólico, durante os 12 meses a
partir do mês de apuração do ressarcimento, conforme as expressões a seguir:
50.1.
Para os meses compreendidos entre o mês da última apuração quadrienal e os 11
meses posteriores, é calculada a Parcela Mensal do Ressarcimento Quadrienal,
conforme as condicionais descritas abaixo:
50.2.
Para os demais meses não há pagamento do ressarcimento, conforme equacionamento
a seguir:
51.
Caso o montante de Receita Retida seja suficiente para abater os eventuais
ressarcimentos apurados, o valor positivo resultante é apurado e será creditado
ao valor a ser pago ao agente:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
52.
O montante financeiro final a ser pago ou recebido do empreendimento eólico comprometido
com o CER será estabelecido em função (i) da receita de venda total calculada
para o mês de apuração, acrescida da receita retida líquida, (ii) da multa
anemométrica remanescente, (iii) da parcela do ressarcimento devido a geração
inferior, (iii) da parcela do ressarcimento devido a saldo negativo na conta de
energia, conforme expressão que segue:
53.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores
refentes às reapurações de outros meses, logo o valor recebe um motante
financeiro referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
2.2.2.
Dados de Entrada do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Eólica
2.2.3.
Dados de Saída do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Eólica
2.3.
Fonte Solar
Objetivo:
Determinar
a Receita de Venda Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de
geração de fonte solar fotovoltaica, consagrados vencedores de Leilão Regulado
para Contratação de Energia de Reserva, produto de fonte solar fotovoltaica.
Contexto:
Determinar
a Receita de Venda Líquida consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE
deverá mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de
Energia de Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 12 relaciona esta
etapa em relação ao módulo completo:
2.3.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Solar
Reajuste
do Preço de Venda
54.
O Preço de Venda estabelecido será reajustado anualmente pela variação do IPCA
do mês anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, de acordo
com a seguinte equação:
Receita
Fixa
55.
A Receita Fixa corresponderá ao pagamento associado à Energia Contratada, sendo
repassada ao Agente Vendedor após iniciado o período de apuração da entrega da
energia contratada definido no CER, em doze parcelas.
55.1.
A Receita Fixa Anual será calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre o montante de Energia Contratada estabelecido para o ano
contratual corrente, conforme a seguinte expressão:
55.2.
A Receita Fixa Mensal apresenta o valor de Receita Fixa Anual dividido em
parcelas mensais iguais a serem lançadas ao longo de cada ano contratual fCER,
para usina, conforme a seguinte expressão:
Receita
Antecipada
56.
A Receita Antecipada corresponderá ao pagamento associado à Energia Gerada nos
meses que antecedem o início de suprimento do período de apuração da entrega da
energia contratada definida no CER, quando a usina entrar em operação comercial
antes do início de suprimento, uma vez que essa geração é destinada de forma
compulsória para o contrato.
56.1.
A Receita Antecipada é a receita associada à antecipação do início de
suprimento, sendo calculada mensalmente em função da aplicação do Preço de
Venda Atualizado sobre o montante de geração destinada para atendimento ao CER
no período correspondente, conforme expressão que segue:
Determinação
da Receita Fixa Retida
57.
A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia
contratada estabelecida no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá
direito ao recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de
implantação do empreendimento de geração comprometido com o CER esteja em
operação comercial. Caso o empreendimento de geração não entre em operação
comercial na data estabelecida no contrato, a Receita Fixa mensal será retida
na CONER durante todo o período em que for mantida tal expectativa. Todavia,
quando da entrada em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa
mensal voltará a ser feito, observando o disposto no contrato.
58.
O lançamento da Receita Fixa Mensal será feito na proporção da potência em
operação comercial, em relação à potência total da usina. Já a liberação dos
valores monetários associados à receita fixa retida ocorrerá no mês da apuração
anual, de modo à obter o valor final a ser pago ou recebido do Agente Vendedor
de Energia de Reserva. Para o empreendimento comprometido com CER, a Receita
Fixa Retida é calculada de acordo com a seguinte expressão:
58.1.
A retenção de Receita Fixa Mensal é cessada quando a usina se encontra
totalmente em operação comercial. Caso contrário, a receita deve ser retida na
proporção das suas unidades fora de operação comercial. Assim, a Retenção
Proporcional de Receita é dada conforme a seguinte expressão:
58.1.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina identifica a
proporção de potência da usina que está fora de operação comercial, em relação
à sua capacidade total, ponderado por todo o mês, expresso por:
58.1.1.1.
O O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva
identifica a proporção de potência da usina que está em operação comercial, em
relação à sua capacidade total, considerando eventual alteração de capacidade,
expresso por:
59.
A receita retida de cada mês da usina é atualizada do mês da retenção até o mês
do ressarcimento, de acordo com variação do IPCA, considerando o descamento
existente de dois meses entre a divulgação do Índice e a apuração de energia de
reserva no período, de acordo com a seguinte expressão:
60.
A receita retida acumulada considera tanto o valor da receita retida atualizada,
quanto aquela que vai se objeto de atualização, somente para fins de montante
de apuração de encargo, conforme seguinte equação:
61.
A liberação da retenção da Receita Fixa será realizada no mês de apuração do
ressarcimento previsto no CER, da seguinte forma:
Apuração
da Conta de Energia
62.
Com objetivo de mitigar incertezas relacionadas à produção de energia
proveniente de fonte solar, foi criada a Conta de Energia, que corresponde ao
saldo de energia anualmente acumulada resultante da soma, a cada 12 meses, da
diferença entre (i) a energia gerada anual pela usina e (ii) a energia
contratada no período considerado. A apuração do saldo de energia na Conta de
Energia seguirá os seguintes comandos:
62.1.
Para fins de apuração da conta de energia, considera-se o ano contratual,
conforme compreendido no CER, que pode ser diferente do ano civil.
62.2.
O saldo acumulado na Conta de Energia será apurado uma vez ao final de cada ano
contratual, e observará uma Faixa de Tolerância em relação ao montante de
energia contratada estabelecido para o período analisado.
62.3.
A Faixa de Tolerância corresponderá a uma margem inferior de 10% (dez por
cento) abaixo do valor da energia contratada referente ao período considerado,
e a uma margem superior de 15% (quinze por cento) acima do valor da energia
contratada aplicável ao mesmo período.
62.4.
A eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano
contratual, que extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância, será
repassada ao Agente Vendedor na forma de Receita Variável por Geração
Excedente, enquanto que a eventual parcela do saldo acumulado na Conta de
Energia que extrapolar o limite inferior da Faixa de Tolerância sujeitará o
Agente Vendedor ao pagamento de Ressarcimento pela energia contratada não
entregue.
62.5.
A eventual parcela de energia remanescente do saldo acumulado contida na Faixa
de Tolerância, proveniente de desvios positivos de geração, poderá ser segundo
critério do Agente Vendedor, objeto de (i) repasse para o ano contratual
seguinte na condição de crédito de energia; (ii) cessão para outro vendedor no
mesmo Leilão, comprometido com a contratação de Energia de Reserva proveniente
da mesma fonte, com saldo acumulado negativo; ou, (iii) liquidação no âmbito do
contrato.
62.6.
Já a eventual parcela de energia associada ao saldo acumulado contido na Faixa
de Tolerância, proveniente de desvios negativos de geração, pode ser reduzida
adquirindo energia através do mecanismo de cessão. Ainda assim, caso haja saldo
negativo dentro da faixa de tolerância o Agente Vendedor terá que arcar com o
pagamento de ressarcimento pela energia contratada não entregue, valorado ao
preço de venda acrescidos 6% (seis por cento).
63.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período
considerado será obtida a partir do Desvio Anual de Geração, calculado em
função da diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER e o total
de energia contratada do ano, na forma que segue:
64.
A Faixa de Tolerância para apuração do saldo acumulado na conta de energia é
formada em seu limite máximo pela Margem Superior e em seu limite mínimo pela
Margem Inferior.
64.1.
A Margem Superior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que segue:
64.2.
A Margem Inferior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que
segue:
65.
Para cada ano contratual será apurado o montante de energia entregue pelo
Agente Vendedor para atendimento ao CER, que será composto pelo desvio de
geração anual acrescido do saldo acumulado da conta de energia do ano
contratual anterior, que foi repassado para o ano de apuração corrente.
Estabelecido o montante de energia entregue, o mesmo será comparado com o
montante de energia associada à Faixa de Tolerância para composição do saldo
acumulado da Conta de Energia Preliminar.
65.1.
O montante de energia entregue anualmente pelo Agente Vendedor para verificação
da Faixa de Tolerância é calculado da seguinte forma:
66.
O saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano
contratual, denominado de Saldo da Conta de Energia Preliminar, é estabelecido
em função do maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de energia para
verificação da faixa de tolerância e o montante de energia equivalente à margem
superior do contrato, e (ii) o montante de energia equivalente à margem
inferior do contrato, conforme expressão que segue:
67.
Apurado o Saldo da Conta de Energia Preliminar será estabelecido o Saldo da
Conta residual conforme os seguintes comandos:
67.1.
Ao final de cada ano contratual, sendo verificado Saldo da Conta de Energia
Preliminar positivo, o Agente Vendedor, poderá estabelecer o quanto do saldo de
energia será repassado para a Conta de Energia do ano contratual seguinte,
estabelecendo um Fator de Repasse a ser aplicado sobre o saldo acumulado.
67.2.
Desta forma, o Saldo da Conta de Energia residual será obtido, conforme a
seguinte expressão:
68.1.
Energia referente à parcela de saldo acumulado da Conta de Energia que
extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância, conforme apuração
realizada ao final de cada ano contratual.
68.2.
Energia referente à parcela do saldo acumulado da Conta de Energia, contida na
Faixa de Tolerância e proveniente de desvios positivos de geração, que não foi
objeto de repasse e/ou cessão, conforme apuração realizada ao final de cada ano
contratual.
68.3.
O Montante de Energia Excedente Anual, ou seja, o saldo acumulado da Conta de
Energia acima do limite superior da Faixa de Tolerância, é obtido pela
diferença positiva entre (i) o montante de energia calculado para verificação
da faixa de tolerância e (ii) o montante de energia correspondente à margem
superior da faixa de tolerância, conforme a seguinte expressão:
68.4.
A Receita Variável Anual por Geração Excedente, ou seja, devido ao saldo
acumulado da Conta de Energia acima do limite superior da Faixa de Tolerância,
é obtida em função da aplicação do valor definido em contrato para parcela
variável, sobre o Montante de Energia Excedente Anual conforme a seguinte
expressão:
68.5.
O pagamento da Receita Variável de Excedente será realizado em parcelas mensais
uniformes, consideradas na apuração da Receita de Venda Total do Empreendimento
Comprometido com CER, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
68.6.
O Montante do Saldo Acumulado Anual é calculado a partir da aplicação do fator
de repasse e/ou fator de cessão no Saldo da Conta de Energia, conforme
expressão que segue.
68.7.
A Receita Variável por Saldo Acumulado é determinada pela valoração ao preço de
venda atualizado, conforme expressão que segue:
68.8.
A Parcela Mensal da Receita Variável por Saldo Acumulado é dividia em 12 (doze)
parcelas mensais uniformes, expressão que segue:
69.
A remuneração mensal a ser repassada ao Agente Vendedor comprometido com CER, na
forma de Receita de Venda Total será obtida conforme a seguinte expressão:
70.
A Receita Parcial do empreendimento comprometido com CER é definida com base na
sua Receita de Venda Total e as Receitas Fixas Retidas, conforme segue:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
71.
Ao longo do período de apuração da entrega da energia comprometida com o CER o
agente vendedor de Energia de Reserva deverá garantir a entrega da energia
contratada mediante geração proveniente da usina comprometida com CER ou por
meio do mecanismo de cessão de energia proveniente de outro agente vendedor
sagrado vencedor do mesmo leilão, com mesma fonte de energia. A verificação de
montante de entrega de energia em montantes inferiores à energia contratada no
período de apuração sujeitará ao agente vendedor o pagamento de montante
financeiro correspondente ao ressarcimento por insuficiência de geração.
Apuração
Anual
72.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final do
ano contratual for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar
situa-se abaixo da margem inferior da faixa de tolerância, o valor do
ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido pela seguinte
expressão:
73.
No final de cada ano contratual se for verificado que o Saldo da Conta de
Energia Preliminar está contido na faixa de tolerância, proveniente de desvios negativos
de geração, será apurado o valor do ressarcimento devido pelo Agente Vendedor
valorada pelo preço de venda atualizado acrescido em 6%:
73.1.
Tendo em vista que a Receita Total Retida é liberada no momento da apuração do
ressarcimento para abatimento do mesmo, a Apuração Líquida visa calcular o
montante resultante do abatimento do Ressarcimento Anual devido à Geração
Inferior ao Limite, conforme a expressão a seguir:
Parcelas
Mensais
74.
A cobrança do Ressarcimento anual devido à geração inferior ao limite será
realizada em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração do Valor a
ser pago do empreendimento solar, durante os 12 meses a partir do mês de
apuração do ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
75.
Caso o montante de Receita Retida seja suficiente para abater os eventuais ressarcimentos
apurados, o valor positivo resultante é apurado e será creditado ao valor a ser
pago ao agente, conforme a expressão a seguir:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
76.
O montante financeiro final a ser pago ou recebido do empreendimento solar
comprometido com o CER será estabelecido em função (i) da receita de venda
total calculada para o mês de apuração, acrescida da receita retida líquida,
(ii) da parcela do ressarcimento devido a geração inferior, (iii) da parcela do
ressarcimento devido a saldo negativo na conta de energia, conforme expressão
que segue:
77.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores
refentes à reapurações de outros meses, logo o valor recebe um motante
financeiro referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
2.3.2.
Dados de Entrada do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Solar
2.3.3.
Dados de Saída do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Solar
2.4.
Fonte PCH e CGH
Objetivo:
Determinar
a Receita Fixa Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de geração às
PCHs e CGHs consagradas vencedoras de Leilões Regulados para Contratação de
Energia de Reserva.
Contexto:
Determina
a Receita de Venda Líquida consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE
deverá mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de
Energia de Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 14 relaciona esta
etapa em relação ao módulo completo:
2.4.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte PCH e CGH Apuração da Conta de
Energia
78.
Com objetivo de mitigar incertezas relacionadas à produção de energia, foi
criada a Conta de Energia, que corresponde ao saldo de energia anualmente
acumulado resultante da soma, a cada 12 meses, da diferença entre (i) a energia
gerada anual pela usina e (ii) a energia contratada no período considerado. A
apuração do saldo de energia na Conta de Energia seguirá os seguintes comandos:
78.1.
O saldo acumulado na Conta de Energia será apurado uma vez ao final de cada ano
contratual e outro ao final de cada quinquênio, e observará uma Faixa de
Tolerância em relação ao montante de energia contratada estabelecido para o
período analisado.
78.2.
A Faixa de Tolerância corresponderá a uma margem inferior de 10% (dez por
cento) abaixo do valor da energia contratada referente ao período considerado,
e a uma margem superior de 10% (dez por cento) acima do valor da energia
contratada aplicável ao mesmo período.
78.3.
A eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano
contratual, que extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância será
reembolsada ao gerador, em doze parcelas mensais uniformes no ano contratual
seguinte, pelos seguintes valores:
(i)
100% do preço do CONTRATO, para os desvios anuais entre dez e trinta por cento
a maior, em relação à obrigação contratual de suprimento anual;
(ii)
90% do preço do CONTRATO, para os desvios anuais acima de trinta por cento a
maior, em relação à obrigação contratual de suprimento anual.
78.4.
A eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia que extrapolar o
limite inferior da Faixa de Tolerância sujeitará o Agente Vendedor ao pagamento
de ressarcimento pela energia contratada não entregue.
78.5.
Realizado o processo de apuração quinquenal do saldo na Conta de Energia, a
eventual parcela de energia remanescente do saldo acumulado contida na Faixa de
Tolerância, proveniente de desvios positivos de geração, poderá ser segundo critério
do Agente Vendedor, objeto de:
a)
Repasse para o quinquênio seguinte na condição de crédito de energia;
b)
Cessão para outros agentes de geração que se sagraram vencedores no mesmo
Leilão e necessitam deste mecanismo para mitigar o ressarcimento; ou
c)
Pagamento de Receita Variável por Saldo Acumulado na Conta de Energia
78.6.
Realizado o processo de apuração quinquenal do saldo na Conta de Energia, a
eventual parcela de energia associada ao saldo acumulado contido na Faixa de
Tolerância, proveniente de desvios negativos de geração, sujeitará o Agente
Vendedor ao pagamento de ressarcimento, acrescido de 6%, considerados os
montantes de energia adquiridos por meio do mecanismo de cessão.
78.7.
Para fins de apuração da conta de energia, considera-se o ano contratual,
conforme compreendido no CER.
79.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período
considerado será obtida a partir do Desvio Anual de Geração, calculado em
função da diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER e o total
de energia contratada no quinquênio, considerando também a Energia não
fornecida por conta do atraso da entrada em operação comercial das instalações
de transmissão/distribuição, na forma que segue:
80.
A Faixa de Tolerância para apuração do saldo acumulado na conta de energia é
formada em seu limite máximo pela Margem Superior e em seu limite mínimo pela
Margem Inferior.
80.1.
A Margem Superior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que
segue:
80.2.
A Margem Superior Ampliada é obtida a partir da expressão que segue:
80.3.
A Margem Inferior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que
segue:
81.
Para cada ano contratual do quinquênio será apurado o montante de energia entregue
pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER, que será composto pelo desvio de
geração anual acrescido do saldo acumulado da conta de energia do ano
contratual anterior. Estabelecido o montante de energia entregue, o mesmo será
comparado com o montante de energia associada à Faixa de Tolerância para
composição do saldo acumulado da Conta de Energia Preliminar.
81.1.
O montante de energia entregue anualmente pelo Agente Vendedor para verificação
da Faixa de Tolerância é calculado da seguinte forma:
82.
O saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano
contratual, denominado de Saldo da Conta de Energia Preliminar, é estabelecido
em função do maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de energia para
verificação da faixa de tolerância e o montante de energia equivalente à margem
superior do contrato, e (ii) o montante de energia equivalente à margem
inferior do contrato, conforme expressão que segue:
83.
Apurado o Saldo da Conta de Energia Preliminar será estabelecido o Saldo da
Conta residual conforme os seguintes comandos:
83.1.
A partir do primeiro ano contratual de cada quinquênio, o Saldo da Conta de
Energia Preliminar será transferido para o ano subsequente até o último ano do
mesmo quinquênio.
83.2.
Ao final do último ano do quinquênio, sendo verificado Saldo da Conta de
Energia Preliminar positivo, o Agente Vendedor, poderá estabelecer o quanto do
saldo de energia será repassado para a Conta de Energia do quinquênio seguinte,
estabelecendo um Fator de Repasse a ser aplicado sobre o saldo acumulado.
83.3.
Desta forma, o Saldo da Conta de Energia residual será obtido, conforme a seguinte
expressão:
Determinação
da Receita de Venda
84.
A Receita de Venda estabelecida no CER corresponde à remuneração a ser recebida
pelo agente vendedor de Energia de Reserva pelo comprometimento de entrega da
energia elétrica contratada nas condições definidas no contrato, sendo composta
pela Receita Fixa, Receita Variável e pela Receita Antecipada. Estas serão
definidas com base no Preço de Venda, e nos montantes de Energia Contratada e
Energia Gerada, conforme estabelecido no CER.
Reajuste
do Preço de Venda
85.
O Preço de Venda estabelecido será reajustado anualmente pela variação do IPCA
do mês anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, de acordo
com a seguinte equação:
Receita
Fixa
86.
A Receita Fixa corresponderá ao pagamento associado à Energia Contratada, sendo
repassada ao Agente Vendedor após iniciado o período de apuração da entrega da
energia contratada definido no CER, em doze parcelas.
86.1.
A Receita Fixa Anual será calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre o montante de Energia Contratada estabelecido para o ano
contratual corrente, conforme a seguinte expressão:
86.2.
A Receita Fixa Mensal apresenta o valor de Receita Fixa Anual dividido em doze
parcelas mensais iguais a serem lançadas ao longo de cada ano contratual fCER,
para usina, conforme a seguinte expressão:
Receita
Antecipada
87.
Os empreendimentos de geração, comprometidos com o 3º Leilão de Energia de
Reserva e 10º Leilão de Energia de Reserva em diante, que iniciarem sua
operação comercial em data anterior ao início do suprimento, receberão
mensalmente, como Receita de Venda, o montante financeiro correspondente a
Receita Antecipada, até que se inicie o período de suprimento estabelecido no
CER.
87.1.
A Receita Antecipada é calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre a energia gerada pela usina no período que antecede ao início
do suprimento, conforme expressão que segue:
Receita
Variável
88.
A Receita Variável corresponderá ao pagamento associado à:
88.1.
Energia referente à parcela de saldo acumulado da Conta de Energia que
extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância, conforme apuração
realizada ao final de cada ano contratual.
88.2.
Energia referente à parcela do saldo acumulado da Conta de Energia, contida na
Faixa de Tolerância e proveniente de desvios positivos de geração, que não foi
objeto de repasse e/ou cessão, conforme apuração realizada ao final de cada
quinquênio.
88.3.
O Montante de Energia Excedente Anual, ou seja, o saldo acumulado da Conta de
Energia acima do limite superior da Faixa de Tolerância, é obtido pela
diferença positiva entre o mínimo (i) do máximo entre o montante de energia
calculado para verificação da faixa de tolerância e (ii) o montante de energia
correspondente à margem superior da faixa de tolerância, conforme a seguinte
expressão:
88.4.
A Receita Variável Anual por Geração Excedente, ou seja, devido ao saldo
acumulado da Conta de Energia, é obtida em função da aplicação do valor
definido em contrato para parcela variável, sobre o Montante de Energia
Excedente Anual conforme a seguinte expressão:
88.5.
O pagamento da Receita Variável de Excedente será realizado em parcelas mensais
uniformes, consideradas na apuração da Receita de Venda Total do Empreendimento
Comprometido com CER, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
88.6.
O Montante do Saldo Acumulado Quinquenal é calculado a partir da aplicação do
fator de repasse e/ou fator de cessão no Saldo da Conta de Energia, conforme
expressão que segue.
88.7.
Para os meses compreendidos entre o mês da última apuração quinquenal e os 23
meses posteriores, a Receita Variável Quinquenal por Saldo Acumulado na conta
de energia contida na Faixa de Tolerância é calculada na apuração quinquenal a
partir da valoração, conforme o CER, do Montante do Saldo Acumulado Quinquenal.
88.8.
O cálculo da Receita Variável por Saldo Acumulado é determinado pela valoração
ao preço de venda atualizado, conforme expressão que segue:
88.9.
Para os demais meses não há cálculo da receita variável, conforme
equacionamento a seguir:
88.10.
A Parcela Mensal da Receita Variável por Saldo Acumulado é dividida em 24
meses, expressão que segue:
89.
A remuneração mensal a ser repassada ao Agente Vendedor comprometido com CER, na
forma de Receita de Venda Total será obtida conforme a seguinte expressão:
Determinação
da Receita Fixa Retida
90.
A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia
contratada no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá direito ao
recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de implantação do
empreendimento de geração comprometido com o CER esteja em operação comercial.
Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data
programada, a Receita Fixa mensal será retida na CONER durante todo o período
em que for mantida tal expectativa. Todavia, quando da entrada em operação
comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal será realizado conforme
a determinação em cada CER:
91.
Será considerada como usina em operação comercial para fins da retenção da
Receita Fixa Mensal, aquela comprometida com o 3º LER e que possuir pelo menos
uma unidade geradora em operação comercial em qualquer hora do mês de apuração.
Para as usinas comprometidas com 10º LER em diante, o lançamento da Receita
Fixa Mensal voltará a ser feito na proporção da potência em operação comercial,
em relação à potência total da usina. A liberação dos valores monetários
associados à receita fixa retida ocorrerá no mês em que for apurado o
ressarcimento previsto no CER em função de entrega de energia em montante
inferior à energia contratada, sendo utilizada juntamente com a receita de
venda referente ao mês de apuração, para obter o valor final a ser pago ou
recebido do Agente Vendedor de Energia de Reserva.
91.1.
Para o empreendimento comprometido com o 3° LER que não possui nenhuma unidade
geradora em operação comercial no mês, a Receita Fixa Retida é calculada de
acordo com a seguinte expressão:
92.
Para o empreendimento comprometido com CER, a receita fixa retida é calculada
de acordo com a seguinte expressão:
92.1.
A retenção de Receita Fixa Mensal é cessada quando a usina se encontrar em
operação comercial. No entanto, a partir do 10º LER, a receita deve ser retida
na proporção das suas unidades fora de operação comercial, até que a usina se
encontre com potência em operação comercial igual à sua capacidade total.
Assim, a Retenção Proporcional de Receita é dada conforme a seguinte expressão:
92.2.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina, para
empreendimentos comprometidos com o 10º LER em diante, identifica a proporção de
potência da usina que está fora de operação comercial, em relação à sua
capacidade total, ponderado por todo o mês, expresso por:
92.2.1.1.
O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva,
identifica a proporção de potência da usina que está em operação comercial, em
relação à sua capacidade total, expresso por:
93.
A receita retida de cada mês da usina é atualizada do mês da retenção até o
IPCA disponível no mês do ressarcimento, de acordo com variação do IPCA,
considerando o descasamento existente de dois meses entre a divulgação do
Índice e a apuração de energia de reserva de acordo com a seguinte expressão:
94.
A receita retida acumulada considera tanto o valor da receita retida
atualizada, quanto aquela que vai ser objeto de atualização, somente para fins
de montante de apuração de encargo, conforme seguinte equação:
95.
A liberação da retenção da Receita Fixa será realizada no mês de apuração do
ressarcimento previsto no CER, da seguinte forma:
96.
A Receita Parcial do empreendimento comprometido com CER é definida com base na
sua Receita de Venda Total e as Receitas Fixas Retidas, conforme segue:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
97.
Ao longo do período de apuração da entrega da energia comprometida com o CER o agente
vendedor de Energia de Reserva deverá garantir a entrega da energia contratada
mediante geração proveniente da usina comprometida com CER ou por meio do
mecanismo de cessão de energia proveniente de outro agente vendedor consagrado
vencedor do mesmo leilão. A verificação de montante de entrega de energia em
montantes inferiores à energia contratada no período de apuração sujeitará ao
agente vendedor o pagamento de montante financeiro correspondente ao
ressarcimento por insuficiência de geração.
Apuração
Anual
Para
empreendimentos comprometidos com o 3°LER
97.1.
O montante total de energia não fornecida pelas parcelas de usina comprometidas
com o mesmo CER é obtido a partir da diferença entre (i) a quantidade total de
energia comprometida com CER e (ii) o total de geração destinada para
atendimento ao contrato, descontada a energia que deixou de ser gerada em
função de fatores não gerenciáveis pelos Agentes Vendedores comprometidos com
aquele CER, e a quantidade de energia adquirida por meio do mecanismo de
cessão, conforme expressão que segue:
97.2.
A Quantidade de Energia não Fornecida ao CER, de cada parcela de usina, é
obtida a partir da relação entre a energia contratada pela parcela de usina e o
montante total contratado no CER, aplicada sobre o montante total de energia
não fornecida pelas usinas comprometidas com o mesmo CER, conforme expressão
que segue:
97.2.1.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER, caso a Quantidade de Energia
não Fornecida ao CER ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de Energia
Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida ao CER é
precificado pelo Preço de Venda Médio acrescido de 15%, conforme segue:
versão
2025.5.0
𝑅𝐸𝑆𝑆_𝐶𝐸𝑅𝑝,𝑡,𝑙,𝑓𝐶𝐸𝑅,𝑚
= 1,15 ∗ 𝑃𝑉𝑀_𝐶𝐸𝑅𝑝,𝑡,𝑙,𝑓𝐶𝐸𝑅,𝑚
∗ 𝐸𝑁𝐹_𝐶𝐸𝑅𝑝,𝑡,𝑙,𝑚
97.2.2.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, caso a Quantidade
de Energia não Fornecida ao CER não ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de
Energia Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida
ao CER é precificado pelo Preço de Venda Médio, conforme segue:
97.3.
Caso o mês de apuração não corresponda ao mês de apuração do ressarcimento
associada a um determinado ano de entrega “fCER”, o Ressarcimento Final pela
Energia não Fornecida ao CER é ZERO, expresso por:
Para
empreendimentos comprometidos com o 10°LER em diante
98.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final do
ano contratual for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar
situa-se abaixo da margem inferior da faixa de tolerância, o valor do
ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido pela seguinte
expressão:
98.1.
Tendo em vista que a Receita Total Retida é liberada no momento da apuração do
ressarcimento para abatimento do mesmo, a Apuração Líquida visa calcular o
montante resultante do abatimento do Ressarcimento Anual devido à Geração
Inferior ao Limite, conforme a expressão a seguir:
Apuração
Quinquenal
99.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final de
cada quinquênio for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar está
contido na faixa de tolerância e que foi proveniente de desvios negativos de
geração, o valor do ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido
pelas seguintes expressões:
99.1.
Para empreendimentos vencedores do 10º Leilão de Energia de Reserva em diante a
valoração do ressarcimento quinquenal é realizada com base no preço de venda
atualizado acrescido em 6%:
99.2.
Após o abatimento do montante resultante do abatimento do Ressarcimento Anual
devido à Geração Inferior ao Limite, eventual montante positivo ainda é
utilizado para abatimento do Ressarcimento Quinquenal devido ao Saldo Negativo
da Conta de Energia na apuração quinquenal, conforme a expressão a seguir:
Parcelas
Mensais
100.
A cobrança do Ressarcimento anual devido à geração inferior ao limite será
realizada em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração do Valor a
ser pago do empreendimento de PCH ou CGH, durante os 12 meses a partir do mês
de apuração do ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
101.
A cobrança do Ressarcimento quinquenal devido ao saldo negativo da conta de
energia será realizada em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração
do Valor a ser pago ou recebido do empreendimento PCH ou CGH, durante os 12
meses a partir do mês de apuração do ressarcimento, conforme as expressões a
seguir:
101.1.
Para os meses compreendidos entre o mês da última apuração quinquenal e os 11
meses posteriores, é calculada a Parcela Mensal do Ressarcimento Quinquenal,
conforme as condicionais descritas abaixo:
101.2.
Para os demais meses não há pagamento do ressarcimento, conforme equacionamento
a seguir:
102.
Caso o montante de Receita Retida seja suficiente para abater os eventuais
ressarcimentos apurados, o valor positivo resultante é apurado e será creditado
ao valor a ser pago ao agente:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
103.
Para os empreendimentos vencedores do 10º LER em diante o montante financeiro
final a ser pago ou recebido do empreendimento de PCH ou CGH comprometido com o
CER será estabelecido em função (i) da receita de venda total calculada para o
mês de apuração, acrescida da receita retida líquida, (ii) da parcela do
ressarcimento devido a geração inferior, (iii) da parcela do ressarcimento
devido a saldo negativo na conta de energia e (iv) da parcela devido a Ajuste
Decorrente da apuração de fonte hidráulica, conforme expressão que segue:
104.
Para os empreendimentos vencedores do 3º LER cuja receita líquida será obtida
na forma que segue:
105.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores
refentes à reapurações de outros meses, logo o valor recebe um motante
financeiro referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
2.4.2.
Dados de Entrada do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte PCH e CGH
2.4.3.
Dados de Saída do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte PCH e CGH
3.
Cálculo do Encargo de Energia de Reserva
Objetivo:
Determinar
o valor do Encargo de Energia de Reserva a ser pago pelos Usuários de Energia
de Reserva, nos termos da regulamentação específica.
Contexto:
O
Encargo de Energia de Reserva a ser cobrado de todos os Usuários de Energia de
Reserva é calculado em função (i) do total de receitas fixas líquidas pagas aos
Agentes Vendedores de Energia de Reserva, (ii) do saldo da CONER no montante do
cálculo, (iii) dos valores monetários decorrentes da adoção do mecanismo de
retenção da receita fixa, (iv) do limite regulatório pela gestão do Encargo de
Energia de Reserva e da CONER, bem como pela realização de estudos, incluindo
os Custos Administrativos, Financeiros e Tributários, e (v) do valor
correspondente a um fundo de garantia constituído para suportar eventuais
inadimplências no pagamento deste encargo setorial.
A
Figura 15 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
3.1.
Detalhamento do Cálculo do Encargo de Reserva
3.1.1.
Total Líquido de Pagamentos aos Agentes
106.
O Total Líquido de Pagamentos aos Agentes comprometidos com o CER será
determinado através da consolidação dos montantes financeiros cobrados ou pagos
a todas as parcelas de usina de propriedade do agente, comprometidas com cada
um dos produtos em cada um dos leilões de reserva, e corresponderá ao valor
final de recebimento ou pagamento do agente. O Total Líquido de Pagamentos é
obtido de acordo com a seguinte expressão:
3.1.2.
Fundo de Garantia
107.
O fundo de garantia é constituído a partir da aplicação do fator de composição
do fundo estabelecido pela ANEEL sobre o total de recurso financeiro a ser pago
mensalmente aos Agentes Vendedores de Energia de Reserva para cada produto de
cada leilão de Energia de Reserva. O cálculo do fundo de garantia é obtido de
acordo com a expressão a seguir:
3.1.3.
Encargo de Energia de Reserva
108.
O Encargo de Energia de Reserva será calculado de acordo com a seguinte
expressão:
108.1.
A fim de considerar o saldo que será percebido no momento da Liquidação de
Energia de Reserva, o Saldo Efetivo da CONER considera o resultado financeiro
do agente ACER na Liquidação do Mercado de Curto Prazo que será realizada, com
base no montante apurado na última contabilização do MCP, de acordo com a
seguinte expressão:
109.
O Encargo de Energia de Reserva será rateado entre os agentes com medição de
consumo em função da média histórica de 12 meses do consumo de referência para
pagamento do encargo por razão energética determinado por agente, acrescido de
eventuais ajustes de consumo deliberados pelo Conselho de Administração da
CCEE. O valor do Encargo de Energia de Reserva a ser pago por cada agente será
calculado conforme expressão que segue:
110.
O demonstrativo financeiro da parcela do Encargo de Energia de Reserva em
função da assunção pelos agentes conectados do consumo resultante do atraso de
suspensão de fornecimento corresponde ao consumo apurado em atraso de suspensão
na janela de apuração de doze meses, multiplicado pelo valor unitário do
encargo de energia de reserva, conforme seguinte expressão:
certificados
3.1.4.
Reapuração de Energia de Reserva
111.
Para o tratamento da reapuração é calculada a diferença entre processamentos do
Valor Total Apurado de Energia de Reserva. Posteriormente é aplicada
atualização monetária e juros, quando aplicável, conforme segue:
112.
A diferença entre processamentos em virtude de reapuração de Energia de
Reserva, após após a incorporação da atualização monetária, relacionado a
agentes desligados sem sucessão, será absorvido pelo saldo da CONER, podendo
eventualmente gerar pagamento de Encargo de Energia de Reserva, conforme
definido nos comandos a seguir:
3.1.5.
Dados de Entrada do Cálculo do Encargo de Energia de Reserva
3.1.6.
Dados de Saída do Cálculo do Encargo de Energia de Reserva
4.
Anexos
Esta
seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Contratação de Energia
de Reserva”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de
entrada/saída.
4.1.
Anexo I – Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos previstos no CER
Objetivo:
Estabelecer
os preços utilizados para valorar os ressarcimentos devidos pelos Agentes
Vendedores de Energia de Reserva.
Contexto:
Em
acordo com cláusula contratual, o Agente Vendedor de Energia de Reserva, em
função da entrega de energia em montantes inferiores aos de energia contratada,
sujeitar-se-á ao pagamento de valor específico correspondente a cada unidade de
energia não fornecida. Para correta aplicação desse ressarcimento, faz-se
necessário obter o preço de referência definido no CER. A Figura 16 relaciona
esta etapa em relação ao módulo completo:
4.1.1.
Detalhamento do Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos
O
processo de cálculo dos preços utilizados nos ressarcimentos previstos no CER é
composto pelos seguintes comandos e expressões:
113.
As usinas termelétricas a biomassa, com modalidade de despacho tipos I sem CVU,
IIB, IIC ou III (CVU nulo), PCHs e CGHs, utilizam para valorar os eventuais
ressarcimentos devidos pelo Agente Vendedor de Energia de Reserva por motivo de
entrega de energia em montante inferior ao contratado estabelecido no CER, os
seguintes preços:
Valor
Unitário da Receita Fixa estabelecida no CER, para os empreendimentos
comprometidos no 1º leilão de Energia de Reserva; e
Preço
de Venda Médio estabelecido no CER, para os empreendimentos A comprometidos do
3º leilão de Energia de Reserva em diante.
113.1.
Para usinas termelétricas a biomassa, com modalidade de despacho tipos I sem
CVU, IIB, IIC ou III (CVU nulo), comprometidas com CER oriundos do 1º Leilão de
Energia de Reserva, o Valor Unitário da Receita Fixa, expresso em R$/MWh, é
calculado mediante a obtenção da razão entre a Receita Fixa Anual Atualizada do
Empreendimento Comprometido com CER e a Quantidade de Energia Comprometida com
CER, ambos associados ao ano da entrega da energia do ressarcimento, expresso
por:
113.2.
Para usinas termelétricas a biomassa, com modalidade de despacho tipos I sem
CVU, IIB, IIC ou III (CVU nulo), PCHs e CGHs, comprometidas com CER oriundos do
3º Leilão de Energia de Reserva em diante, o Preço de Venda Médio estabelecido
no CER, para usinas comprometidas com CERs celebrados do 3º Leilão de Energia
de Reserva em diante, expresso em R$/MWh é obtido pela média ponderada dos Preços
de Venda das usinas comprometidas com o mesmo CER, referente ao ano contratual
da energia não entregue, conforme a seguinte expressão:
4.1.2.
Dados de Entrada do Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos
4.1.3.
Dados de Saída do Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos
4.2.
Anexo II – Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva
Objetivo:
Estabelecer
os montantes de energia e lastro passíveis de cessão, bem como os ajustes
financeiros necessários no âmbito da Contratação de Energia de Reserva.
Contexto:
De
maneira a minimizar os riscos de não cumprimento às obrigações contratuais foi
criado o Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva1, onde empreendimentos a
biomassa comprometidos com CER, dentro do seu período de apuração, passíveis a
ressarcimento contratual podem adquirir energia e energia/lastro de outros
vendedores de um mesmo leilão e localizados em um mesmo submercado, desde que
ambos os empreendimentos envolvidos estejam em operação comercial ou cuja
entrada em operação comercial apresente atraso inferior a 12 meses, contado do
início de suprimento do CER.
Usinas
sujeitas à apuração de Penalidade por Insuficiência de Lastro para Venda no
Âmbito da Contratação de Energia de Reserva também podem adquirir
energia/lastro no Mecanismo de Cessão, sujeitas às mesmas restrições.
Os
empreendimentos eólicos também podem realizar cessão, através dos montantes
positivos presentes na Conta de Energia, ao final de cada quadriênio, para
empreendimentos que possuam saldo negativo em sua Conta de Energia nesse mesmo
período, e forem vencedores no mesmo produto e leilão.
No
caso de reapuração de energia de reserva os montantes referentes à cessão não
serão alterados por se tratar de negociações bilaterais, altera-se apenas os
demais montantes atrelados às estregas de energia de reserva.
Para
as usinas vendedoras no 1º PCS/2021, independente da fonte, é vedada a
possibilidade de realizar qualquer tipo de cessão, seja ela de energia ou
lastro.
A
Figura 17 situa a etapa do cálculo deste mecanismo para as usinas termelétricas
a biomassa em relação ao módulo completo:
4.2.1.
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de fonte Biomassa
O
Mecanismo de Cessão, aplicável às usinas termelétricas a biomassa com
Modalidade de Despacho tipos I sem CVU, IIB, IIC ou III (CVU nulo), que
negociaram nos Leilões de Energia de Reserva, que estejam em operação comercial
ou cuja entrada em operação comercial apresente atraso inferior a 12 meses,
contado do início de suprimento do CER, é descrito conforme as seguintes
etapas:
114.
As cessões poderão ser realizadas em duas modalidades (i) Energia e (ii) Energia/Lastro,
sendo que esta implica o comprometimento do lastro do cedente em montante igual
ao valor cedido.
115.
As cessões registradas e validadas pelas partes não são passíveis de
reprocessamento.
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia
116.
A cessão na modalidade energia somente é permitida a empreendimentos que
geraram montantes superiores à sua garantia física definida em ato regulatório,
levada ao centro de gravidade do sistema.
117.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia Preliminar para fonte biomassa
de cada usina cedente é obtido por meio do menor valor entre a geração da usina
disponível no ACL e a geração total do empreendimento, acumulada no ano
corrente até o mês de apuração, acima da garantia física, no centro de
gravidade, como demonstram as seguintes equações:
118.
A Garantia Física Anual no Centro de Gravidade da usina, para fins de
verificação da geração excedente para cessão de energia é obtida com base na
garantia física definida em ato regulatório, aplicado o respectivo Fator de
Disponibilidade, bem como as perdas internas e as perdas médias da Rede Básica
do ano civil anterior, na sua devida proporção:
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia/Lastro
119.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia/Lastro Preliminar é obtido de
acordo com o total de geração destinada ao Ambiente Comercialização Livre,
limitada à garantia física disponível no ACL, conforme a seguinte equação:
Detalhamento
do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva após as Negociações Bilaterais
120.
O CE_PREp,m e CEL_PREp,m são os limitantes individuais de cada modalidade de
cessão. Adicionalmente, soma dos montantes negociados de cessão de energia e
energia/lastro não pode ser superior à geração disponível no Ambiente de
Comercialização Livre do mês:
121.
As negociações de cessão somente serão efetivadas entre usinas a biomassa, no
mesmo submercado, que venderam no mesmo leilão, ainda que em produtos
diferentes, estando a parte cessionária dentro de seu período de apuração.
Determinação
da transferência do efeito do Mercado de Curto Prazo
122.
As cessões realizadas implicam na necessidade de um ajuste financeiro mensal da
usina cedente à usina cessionária, uma vez que este mecanismo consiste na
transferência de energia, e consequentemente do seu valor financeiro associado
na Liquidação Financeira do MCP, para o ambiente de Contratação de Energia de
Reserva.
123.
O Fator de Modulação da usina cedente é utilizado para que a transferência do
efeito do Mercado de Curto Prazo se dê de forma proporcional ao montante cedido
em cada período de comercialização do mês como demonstra a seguinte equação:
124.
A cessão de energia negociada bilateralmente é realizada em base mensal,
entretanto é necessário realizar diversos ajustes em base horária. Por esse
motivo é utilizado o Fator de Modulação da usina cedente para obtermos o
montante de Cessão de Energia Modulada para fonte biomassa, de acordo com a
seguinte equação:
125.
O mesmo fator é aplicado ao montante de cessão de energia/lastro de forma
análoga, de acordo com a seguinte equação:
126.
O valor referente ao efeito no Mercado de Curto Prazo de cada cessão realizada,
em ambas as modalidades, é obtido de acordo com a seguinte equação:
127.
O valor a ser deduzido da usina cedente, referente às cessões realizadas em
ambas as modalidades, é obtido conforme a seguinte expressão:
127.1.
De modo realizar a correta associação dos valores financeiros aos produtos em
que a usina cedente tem comprometimento em determinado leilão, é apurado para
cada usina cedente o Percentual de Comprometimento dos Produtos de um mesmo
Leilão que representa proporcionalmente a participação de cada produto em
relação ao leilão:
128.
Ao final do período de apuração, quando o mês de apuração do Encargo de Energia
de Reserva corresponder ao mês de apuração do ressarcimento associado a
determinado ano de entrega “fCER”, é realizado um repasse financeiro da CONER
para cada agente cessionário, referente ao montante de cessões adquiridas que
ultrapassou o atendimento do seu compromisso contratual com CER. Montante este
que corresponde a quantidade adquirida através do Mecanismo de Cessão e não
utilizado, que ao final do período de apuração deve ser repassado ao agente
cessionário.
129.
O valor a ser recebido pelo cessionário referente aos Efeitos do Mercado de
Curto Prazo do Mecanismo de Cessão em ambas as modalidades, é obtida de acordo
com a seguinte equações:
129.1.
De forma a realizar o repasse ao agente cessionário do valor referente ao
montante de cessão não utilizada por ele no âmbito da Contratação de Energia de
Reserva, é determinado um fator pela relação entre a quantidade de energia
comprometida com o CER não gerada pela usina e o total de cessão adquirida pela
usina ao longo do período de apuração de entrega de energia ao CER, conforme a
seguinte equação:
130.
Os ajustes financeiros são mensalmente alocados de cada usina cedente à CONER,
em virtude das cessões realizadas com as usinas cessionárias para atendimento
ao CER, de acordo com a equação a seguir:
131.
O Montante Financeiro Total Mensal a ser repassado à CONER é a somatória dos
ajustes financeiros de todas as usinas cessionárias do Mecanismo de Cessão que
tenham sua apuração de ressarcimento no mês de apuração do EER, de acordo com a
seguinte equação:
4.2.2.
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de Fonte Eólica
O
Mecanismo de Cessão definido no CER, aplicável às usinas eólicas, que
negociaram nos Leilões de Energia de Reserva é descrito conforme as seguintes
etapas:
132.
Para fonte eólica não é permitida cessão na modalidade Energia/Lastro.
133.
As cessões somente poderão ser realizadas ao final de cada quadriênio, a fim de
abater eventual Ressarcimento Quadrienal devido ao saldo negativo da conta de
energia.
134.
Os cálculos a seguir são realizados somente no último mês do último ano fCER de
cada quadriênio, após a contabilização do Mercado de Curto Prazo.
135.
O montante cedido nesse mecanismo será abatido da quantidade passível de repasse
como saldo para o quadriênio seguinte, através do Montante de Repasse
(MONT_CEp,t,l,fCER), bem como da quantidade a ser liquidada como Receita
Variável Quadrienal por Saldo Acumulado (RVA_Q_SAp,t,l,m). A Energia Contratada
Reconciliada (ECQRp,t,l,q) não é impactada pelas cessões realizadas.
136.
O montante adquirido nesse mecanismo será considerado para mitigar o
Ressarcimento Quadrienal devido ao saldo negativo da conta de energia.
137.
As negociações de cessão somente serão efetivadas entre usinas eólicas que
venderam no mesmo leilão.
138.
Somente serão consideradas as cessões registradas e validadas pelas partes, não
sendo passíveis de reprocessamento.
139.
A cessão de energia nesse mecanismo somente é permitida para empreendimentos
que que possuam saldos positivos em sua Conta de Energia, bem como a aquisição
de energia somente aos empreendimentos com saldos negativos em sua Conta de
Energia verificados ao final de cada quadriênio.
140.
São permitidas cessões entre mais de um empreendimento, sendo considerado o
conjunto das cessões efetivamente realizadas.
Determinação
preliminar do montante para abatimento do ressarcimento em função da restrição
de geração por constrained-off
A
Energia não fornecida em decorrência da restrição deve ser ponderado pelo
percentual de energia comprometimento com leilões, conforme expressão abaixo:
Onde:
141.
O cálculo da energia não fornecida para usinas comprometidas com CER deve ser
agregada por ano contratual, conforme seguintes equações:
142.
A energia não fornecida deve ser limitada ao montante necessário para cada
atendimento do contrato. Segue equação:
143.
O montante de energia não fornecida para os contratos corresponde ao menor valor,
entre a energia não fornecida devida a restrição de operação indicada pelo ONS,
e a energia para atendimento dos contratos, conforme expressão abaixo:
144.
O montante de energia do ambiente regulado não fornecida corresponde à soma da
energia não fornecida calculada devido as restrições indicadas pelo ONS somada
as restrições calculadas devido ao atraso da entrada em operação comercial das
instalações de transmissão/distribuição. Para que a soma seja realizada
corretamente, é necessário especificar cada tipo de contrato, conforme
expressões abaixo:
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia
145.A
fim de determinar os montantes passíveis de cessão, assim como o montante
necessário de aquisição para mitigação de ressarcimento, é necessário apurar de
forma preliminar a situação da Conta de Energia de cada empreendimento.
146.A
diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período
considerado será obtida a partir do Desvio Anual de Geração para Apuração
Quadrienal, calculado em função da diferença entre a geração destinada para
atendimento ao CER e o total de energia contratada no quadriênio, considerando
também a Energia não fornecida por conta do atraso da entrada em operação
comercial das instalações de transmissão/distribuição, na forma que segue:
146.1.
O montante de energia entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER é composto
pelo Desvio Anual da Geração para Apuração Quadrienal acrescido do saldo
acumulado da conta de energia do ano contratual. Estabelecido o montante de
energia entregue, o mesmo será comparado com o montante de energia associada à
Faixa de Tolerância para composição do saldo acumulado da Conta de Energia
Preliminar:
147.O
saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada quadriênio, é
estabelecido em função do maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de
energia para verificação da faixa de tolerância e o montante de energia
equivalente à margem superior do contrato, e (ii) o montante de energia
equivalente à margem inferior do contrato, conforme expressão que segue:
148.O
Mecanismo de Cessão apresenta algumas limitações para a negociação entre as
partes, a fim de garantir que todas as transações atendam as definições
contratuais.
148.1.
Os empreendimentos eólicos que queiram participar do mecanismo de Cessão como
cedentes devem atender as seguintes condições:
148.2.
Os empreendimentos cedentes devem possuir saldo positivo em sua Conta de
Energia verificado ao final do quadriênio, conforme condição a seguir:
148.3.
Os empreendimentos cedentes devem primeiramente informar o Montante de Repasse,
que será utilizado para determinar o montante permitido para registro das
cessões, conforme a expressão a seguir:
148.4.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia Preliminar para Fonte Eólica determina
a quantidade permitida para negociação como cedente limitando ao próprio
montante verificado de saldo positivo na Conta de Energia ao final do
quadriênio:
148.5.
Os empreendimentos eólicos que queiram participar do mecanismo de Cessão como
cessionários devem atender as seguintes condições:
148.6.
Os empreendimentos cessionários devem possuir saldo negativo em sua Conta de
Energia verificado ao final do quadriênio, conforme condição a seguir:
148.7.
Os empreendimentos cessionários não podem adquirir cessões acima do montante
permitido, conforme a expressão a seguir:
148.8.
A fim de mitigar o Ressarcimento Quadrienal devido ao Saldo Negativo da Conta
de Energia, é permitida a aquisição de cessão somente até o Montante de Energia
Preliminar Passível de ser Adquirida por meio de Cessão, que representa a
necessidade verificada na Conta de Energia ao final do quadriênio.
Detalhamento
do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva após as Negociações Bilaterais
149.
Após o registro das cessões, é possível apurar para os empreendimentos
cessionários o Montante de Energia Adquirida por meio de Cessão, que consiste
na soma das cessões realizadas de todos os cedentes para um mesmo cessionário,
a fim de determinar o valor que será abatido do Ressarcimento Quadrienal devido
ao saldo negativo da conta de energia:
150.
Para os empreendimentos cedentes é necessária a apuração do Montante de Cessão,
que será considerado no cálculo tanto da quantidade passível de repasse como saldo
para o quadriênio seguinte, como da quantidade a ser liquidada como Receita
Variável Quadrienal por Saldo Acumulado. Este fator é obtido verificando-se a
representatividade do montante total cedido pelo empreendimento frente ao
montante disponível para cessão, conforme o equacionamento abaixo:
4.2.3.
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de Fonte Solar Fotovoltaica
O
Mecanismo de Cessão definido no CER, aplicável às usinas solares fotovoltaicas,
que negociaram nos Leilões de Energia de Reserva é descrito conforme as
seguintes etapas:
151.
Para fonte solar não é permitida cessão na modalidade Energia/Lastro.
152.
As cessões somente poderão ser realizadas ao final de cada ano contratual, a
fim de abater eventual Ressarcimento Anual devido ao saldo negativo da conta de
energia.
153.
Os cálculos a seguir são realizados somente no último mês de cada ano, após a
contabilização do Mercado de Curto Prazo.
154.
O montante cedido nesse mecanismo será abatido da quantidade passível de
repasse como saldo para o ano contratual seguinte, através do Montante Repasse
Anual (MONT_RAp,t,l,fCER), bem como da quantidade a ser liquidada como Receita
Variável Anual por Saldo Acumulado (RVA_A_SAp,t,l,m).
155.
O montante adquirido nesse mecanismo será considerado para mitigar o
Ressarcimento Anual devido ao saldo negativo da conta de energia.
156.
As negociações de cessão somente serão efetivadas entre usinas solares que
venderam no mesmo leilão.
157.
Somente serão consideradas as cessões registradas e validadas pelas partes, não
sendo passíveis de reprocessamento.
158.
A cessão de energia nesse mecanismo somente é permitida para empreendimentos
que que possuam saldos positivos em sua Conta de Energia, bem como a aquisição
de energia somente aos empreendimentos com saldos negativos em sua Conta de
Energia verificados ao final de cada ano contratual.
159.
São permitidas cessões entre mais de um empreendimento, sendo considerado o
conjunto das cessões efetivamente realizadas.
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia
160.
A fim de determinar os montantes passíveis de cessão, assim como o montante
necessário de aquisição para mitigação de ressarcimento, é necessário apurar de
forma preliminar a situação da Conta de Energia de cada empreendimento.
161.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período
considerado será obtida a partir do Desvio Anual de Geração para Cessão de
Energia Solar, calculado em função da diferença entre a geração destinada para
atendimento ao CER e o total de energia contratada anualmente, considerando
também a Energia não fornecida por conta do atraso da entrada em operação
comercial das instalações de transmissão/distribuição, na forma que segue:
161.1.
O montante de energia entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER é
composto pelo Desvio Anual da Geração para Cessão de Energia Solar acrescido do
saldo acumulado da conta de energia do ano contratual. Estabelecido o montante
de energia entregue, o mesmo será comparado com o montante de energia associada
à Faixa de Tolerância para composição do saldo acumulado da Conta de Energia
Preliminar:
162.
O saldo de energia acumulado preliminar na Conta de Energia ao final de cada
ano contratual, é estabelecido em função do maior valor entre (i) o mínimo
entre o montante de energia para verificação da faixa de tolerância e o
montante de energia equivalente à margem superior do contrato, e (ii) o
montante de energia equivalente à margem inferior do contrato, conforme
expressão que segue:
163.
O Mecanismo de Cessão apresenta algumas limitações para a negociação entre as
partes, a fim de garantir que todas as transações atendam as definições
contratuais.
163.1.
Os empreendimentos solares que queiram participar do mecanismo de Cessão como cedentes
devem atender as seguintes condições:
163.2.
Os empreendimentos cedentes devem possuir saldo positivo em sua Conta de
Energia verificado ao final do ano contratual, conforme condição a seguir:
163.3.
Os empreendimentos cedentes devem primeiramente informar o Montante de Repasse
Anual, que será utilizado para determinar o montante permitido para registro
das cessões, conforme a expressão a seguir:
163.4.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia Preliminar para Fonte Solar determina
a quantidade permitida para negociação como cedente limitando ao próprio
montante verificado de saldo positivo na Conta de Energia ao final do ano
contratual:
163.5.
Os empreendimentos solares que queiram participar do mecanismo de Cessão como
cessionários devem atender as seguintes condições:
163.6.
Os empreendimentos cessionários devem possuir saldo negativo em sua Conta de
Energia verificado ao final do ano contratual, conforme condição a seguir:
163.7.
Os empreendimentos cessionários não podem adquirir cessões acima do montante
permitido, conforme a expressão a seguir:
163.8.
A fim de mitigar o Ressarcimento Anual devido ao Saldo Negativo da Conta de
Energia, é permitida a aquisição de cessão somente até o Montante de Energia
Preliminar Passível de ser Adquirida por meio de Cessão, que representa a
necessidade verificada na Conta de Energia ao final de cada ano contratual.
Detalhamento
do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva após as Negociações Bilaterais
164.
Após o registro das cessões, é possível apurar para os empreendimentos cessionários
o Montante de Energia Adquirida por meio de Cessão, que consiste na soma das
cessões realizadas de todos os cedentes para um mesmo cessionário, a fim de
determinar o valor que será abatido do Ressarcimento Anual devido ao saldo
negativo da conta de energia:
165.
Para os empreendimentos cedentes é necessária a apuração do Fator de Cessão
Anual, que será considerado no cálculo tanto da quantidade passível de repasse
como saldo para o ano contratual seguinte, como da quantidade a ser liquidada
como Receita Variável Anual por Saldo Acumulado. Este fator é obtido
verificando-se a representatividade do montante total cedido pelo
empreendimento frente ao montante disponível para cessão, conforme o
equacionamento abaixo:
4.2.4.
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de Fonte PCH e CGH
O
Mecanismo de Cessão definido no CER, aplicável às usinas PCH e CGH, que
negociaram nos Leilões de Energia de Reserva é descrito conforme as seguintes
etapas:
166.
Para fonte PCH e CGH não é permitida cessão na modalidade Energia/Lastro.
167.
As cessões somente poderão ser realizadas ao final de cada quinquênio, a fim de
abater eventual Ressarcimento Quinquenal devido ao saldo negativo da conta de
energia.
168.
Os cálculos a seguir são realizados somente no último mês do último ano fCER de
cada quinquênio, após a contabilização do Mercado de Curto Prazo.
169.
O montante cedido nesse mecanismo será abatido da quantidade passível de
repasse como saldo para o quinquênio seguinte, através do Montante de Cessão
(MONT_CEHp,t,l, fCER), bem como da quantidade a ser liquidada como Receita
Variável Quinquenal por Saldo Acumulado (RVA_QN_SAp,t,l,m).
170.
O montante adquirido nesse mecanismo será considerado para mitigar o
Ressarcimento Quinquenal devido ao saldo negativo da conta de energia.
171.
As negociações de cessão somente serão efetivadas entre usinas PCH e CGH que venderam
no mesmo leilão.
172.
Somente serão consideradas as cessões registradas e validadas pelas partes, não
sendo passíveis de reprocessamento.
173.
A cessão de energia nesse mecanismo somente é permitida para empreendimentos
que que possuam saldos positivos em sua Conta de Energia, bem como a aquisição
de energia somente aos empreendimentos com saldos negativos em sua Conta de
Energia verificados ao final de cada quinquênio.
174.
São permitidas cessões entre mais de um empreendimento, sendo considerado o
conjunto das cessões efetivamente realizadas.
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia
175.
A fim de determinar os montantes passíveis de cessão, assim como o montante
necessário de aquisição para mitigação de ressarcimento, é necessário apurar de
forma preliminar a situação da Conta de Energia de cada empreendimento.
176.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período
considerado será obtida a partir do Desvio Anual de Geração para Apuração
Quinquenal, calculado em função da diferença entre a geração destinada para
atendimento ao CER e o total de energia contratada no quinquênio, considerando
também a Energia não fornecida por conta do atraso da entrada em operação
comercial das instalações de transmissão/distribuição, na forma que segue:
176.1.
O montante de energia entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER é
composto pelo Desvio Anual da Geração para Apuração Quinquenal acrescido do
saldo acumulado da conta de energia do ano contratual. Estabelecido o montante
de energia entregue, o mesmo será comparado com o montante de energia associada
à Faixa de Tolerância para composição do saldo acumulado da Conta de Energia
Preliminar:
177.
O saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada quinquênio, é
estabelecido em função do maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de
energia para verificação da faixa de tolerância e o montante de energia
equivalente à margem superior do contrato, e (ii) o montante de energia
equivalente à margem inferior do contrato, conforme expressão que segue:
178.
O Mecanismo de Cessão apresenta algumas limitações para a negociação entre as partes,
a fim de garantir que todas as transações atendam as definições contratuais.
178.1.
Os empreendimentos PCH e CGH que queiram participar do mecanismo de Cessão como
cedentes devem atender as seguintes condições:
178.2.
Os empreendimentos cedentes devem possuir saldo positivo em sua Conta de
Energia verificado ao final do quinquênio, conforme condição a seguir:
178.3.
Os empreendimentos cedentes devem primeiramente informar o Fator de Repasse,
que será utilizado para determinar o montante permitido para registro das
cessões, conforme a expressão a seguir:
178.4.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia Preliminar para Fonte PCH e
CGH determina a quantidade permitida para negociação como cedente limitando ao
próprio montante verificado de saldo positivo na Conta de Energia ao final do
quinquênio:
178.5.
Os empreendimentos PCH e CGH que queiram participar do mecanismo de Cessão como
cessionários devem atender as seguintes condições:
178.6.
Os empreendimentos cessionários devem possuir saldo negativo em sua Conta de
Energia verificado ao final do quinquênio, conforme condição a seguir:
178.7.
Os empreendimentos cessionários não podem adquirir cessões acima do montante
permitido, conforme a expressão a seguir:
178.8.
A fim de mitigar o Ressarcimento Quinquenal devido ao Saldo Negativo da Conta
de Energia, é permitida a aquisição de cessão somente até o Montante de Energia
Preliminar Hidráulica Passível de ser adquirida por meio de Cessão, que
representa a necessidade verificada na Conta de Energia ao final do quinquênio.
Detalhamento
do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva após as Negociações Bilaterais
179.
Após o registro das cessões, é possível apurar para os empreendimentos
cessionários o Montante de Energia Adquirida por meio de Cessão, que consiste
na soma das cessões realizadas de todos os cedentes para um mesmo cessionário,
a fim de determinar o valor que será abatido do Ressarcimento Quinquenal devido
ao saldo negativo da conta de energia:
180.
Para os empreendimentos cedentes é necessária a apuração do Montante de Cessão,
que será considerado no cálculo tanto da quantidade passível de repasse como
saldo para o quinquênio seguinte, como da quantidade a ser liquidada como
Receita Variável Quinquenal por Saldo Acumulado. Este fator é obtido
verificando-se a representatividade do montante total cedido pelo
empreendimento frente ao montante disponível para cessão, conforme o equacionamento
abaixo:
4.2.5.
Dados de Entrada do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva
4.2.6.
Dados de Saída do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva
4.3.
Anexo III - Apuração do Excedente Referente à Energia de Reserva
Objetivo:
Apurar
os eventuais montantes excedentes na Conta de Energia de Reserva, cuja
destinação será a restituição aos Usuários de Energia de Reserva bem como a
estimativa dos custos a serem pagos em futuras liquidações, para a
identificação de excedentes do resultado do agente ACER na contabilização do
MCP.
Contexto:
Os
Encargos de Energia de Reserva são calculados para pagamento das receitas
devidas aos geradores comprometidos com Contratos de Energia de Reserva. Para o
cálculo do encargo, pago pelos consumidores, é abatido do saldo disponível na
CONER, o montante financeiro resultante da valoração da geração no MCP dos
agentes vendedores comprometidos com CERs. Em alguns casos, esse valor pode ser
mais do que suficiente para cobrir todos os custos com as receitas a serem
pagas para as usinas e as outras obrigações, resultando em um encargo nulo, e
em acúmulo de recurso na CONER. Visando minimizar estas sobras financeiras, que
seriam imobilizadas por pelo menos um mês, é identificado na contabilização do
MCP se o resultado do agente ACER pode vir a ser responsável pela formação de
excedente na conta. Para isso, é necessário realizar o cálculo da estimativa de
pagamentos futuros de Encargos de Energia de Reserva, que será comparado com o
recurso obtido da receita do ACER.
Esta
estimativa de excedente, juntamente com eventual excedente financeiro na CONER
após o pagamento de todas as receitas devidas aos agentes vendedores
comprometidos com CERs, são rateadas entre os agentes pagadores do Encargo de
Energia de Reserva e incorporadas aos seus resultados no módulo de
“Consolidação de Resultados” a fim de refletir tal repasse na Liquidação
Financeira do MCP.
4.3.1.
Detalhamento de Apuração de Excedente da Liquidação de Energia de Reserva
181.
O Excedente de Saldo na CONER identifica se a CONER possui montante financeiro
mais que suficiente para realizar todos os pagamentos aos agentes vendedores
dos Contratos de Energia de Reserva, liquidar os custos administrativos da CCEE
e manter o Fundo Garantidor. Caso o saldo seja mais que suficiente para as
finalidades citadas, o excedente será destinado como crédito para os agentes
pagadores de EER na próxima contabilização do MCP:
4.3.2.
Detalhamento da Estimativa de Pagamentos Futuros da Liquidação de Energia de
Reserva para restituição no MCP
182.
Para referência na determinação do excedente estimado do agente ACER no MCP, é
realizada uma estimativa dos pagamentos futuros da Liquidação de Energia de
Reserva. Para o seu cálculo são considerados os últimos valores observados na
Liquidação Financeira de Energia de Reserva.
183.
A Estimativa de Pagamentos Futuros da Liquidação de Energia de Reserva
representa uma previsão dos valores necessários para pagamentos referente à
Contratação de Energia de Reserva. Dessa forma, são considerados os últimos
valores de receitas atualizadas dos geradores, e os custos administrativos.
Além disso, também são inseridos ajustes referentes às decisões administrativas
e/ou judiciais não definitivas e que impactam as próximas Liquidações de
Energia de Reserva, conforme segue:
4.3.3.
Dados de Entrada do cálculo do Excedente Referente à Energia de Reserva
4.3.4.
Dados de Saída do cálculo do Excedente Referente à Energia de Reserva
4.4.
Anexo IV – Apuração da Contratação proveniente do 1° PCS/2021
Objetivo:
Determinar
a Receita de Venda Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de
geração, consagrados vencedores de Leilão Regulado para Contratação de Energia
de Reserva provenientes do 1° PCS/2021 nos produtos por quantidade e
disponibilidade.
Contexto:
Determinar
a Receita de Venda Líquida consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE deverá
mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de Energia de
Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 12 relaciona esta etapa em
relação ao módulo completo
4.4.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para as Fontes Contratadas na Modalidade
Quantidade Reajuste do Preço de Venda
184.
O Preço de Venda estabelecido será reajustado anualmente pela variação do IPCA
do mês anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, de acordo
com a seguinte equação:
Se
o mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva “m”, corresponder ao mês de
reajuste do preço de venda da usina definido no contrato:
Receita
Venda
185.
A Receita de Venda a qual a usina tem direito é composta pela parcela fixa
somada a receita variável que passa a ser valorada após a entrega do
compromisso anual de energia, conforme a seguinte expressão:
185.1.
A Receita Fixa Mensal é valorada pelo preço de venda atualizado da energia
comprometida com o CER multiplicado pela geração efetiva do mês, limitada ao
atendimento do compromisso contratual anual, conforme as seguintes expressões:
185.2.
A Geração Efetiva de energia entregue ao CER será o mínimo entre o compromisso
contratual e a somatória da energia entregue ao CER no ano de apuração,
conforme as seguintes expressões:
185.3.
A Energia Contratada das fontes Biomassa ou Solar, em MWh, é determinada pelo
produto entre a quantidade média de energia comprometida com o CER no ano e a
somatória de horas do ano de apuração, conforme a seguinte expressão:
185.4.
A Receita Variável, a qual a usina passa a ter direito após atender o
compromisso contratual anual, é definida pela soma de energia entregue no mês
de apuração com o montante já entregue no ano de apuração e descontada do
compromisso anual, esse montante é então multiplicado pelo PLD mínimo, conforme
as seguintes expressões:
Receita
Antecipada
186.
A Receita Antecipada é a receita associada à antecipação do início de
suprimento, sendo calculada mensalmente em função da aplicação do Preço de
Venda Atualizado sobre o montante de geração destinada para atendimento ao CER
no período correspondente, conforme expressão que segue:
Determinação
da Penalidade por Atraso na Entrada em Operação Comercial
187.
A Penalidade por Atraso na Entrada em operação Comercial da Usina é valorada
pelo produto entre o número de horas em atraso no mês, o preço de venda de
energia, o compromisso de entrega de energia ao CER, e o fator que determina a
potência em atraso, conforme determinado na seguinte equação:
187.1.
O Fator de Atraso em Atraso no CER Mensal, é obtido pela relação entre: (i) o
fator de potência em atraso no CER, das unidades geradoras, que permaneceram
atrasadas ao longo do mês, e (ii) o número de períodos de comercialização do
mês, conforme a seguinte expressão:
187.2.
O Fator de Potência em Atraso da usina no CER é obtido em função da razão entre
o somatório da potência instalada referente às unidades geradoras em atraso, e
a sua capacidade total associada à garantia física, de acordo com a seguinte
equação:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
188.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período
considerado será obtida a partir do Desvio Anual de Geração, calculado em
função da diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER e o total
de energia contratada do ano, na forma que segue:
189.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final do
ano contratual for verificado que, o valor do ressarcimento devido pelo Agente
Vendedor será estabelecido pela seguinte expressão:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
190.
O montante financeiro final a ser pago ou recebido do empreendimento
comprometido com o CER será estabelecido em função (i) da receita de venda
total calculada para o mês de apuração, acrescida da receita antecipada, (ii)
da penalidade por atraso na entrada em operação comercial e, (iii) da parcela
do ressarcimento devido a geração inferior, conforme seguintes expressões:
191.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores
referentes às reapurações de outros meses, logo o valor recebe um montante
financeiro referente à esta possível diferença, conforme expressões a seguir:
4.4.2.
Detalhamento da apuração do CER por Disponibilidade
Atualização
da Receita Fixa do CER por Disponibilidade
192.
A Receita Fixa Atualizada do CER é apurada a partir da Receita Fixa negociada
no CER, atualizada pelo IPCA, conforme definido no CER:
193.
A Receita Fixa Unitária do CER é apurada a partir da Receita Fixa Atualizada do
CER pelo montante negociado no leilão, conforme seguinte equação:
194.
A Receita Fixa Demais Custos Atualizada do CER é apurada a partir da Receita
Fixa de Demais Custos constante no CER, atualizada pelo IPCA, conforme definido
no CER:
195.
A Receita Fixa Unitária Demais Custos do CER é apurada a partir da Receita Fixa
Atualizada do CER pelo montante negociado no leilão, conforme seguinte equação:
196.
A Receita Fixa de Combustível Atualizada do CER é apurada a partir da Receita
Fixa de Combustível negociada no CER, atualizada pelo IPCA, conforme definido
no CER:
197.
A Receita Fixa de Combustível Unitária é calculada verificando a Receita Fixa
de Combustível Atualizada e a energia associada à inflexibilidade, conforme
seguinte equação:
198.
Devido o início de suprimento no primeiro ano do PCS e a Sazonalização da
Inflexibilidade, se faz necessário a verificação do compromisso da
inflexibilidade anual considerando a entrada em operação comercial e a receita
equivalente ao novo compromisso contratual, considerando o pagamento de forma
flat.
199.
A Receita Fixa de Combustível Anual Atualizada para o PCS será apurada a partir
da entrada em operação comercial utilizando o novo compromisso anual de
inflexibilidade valorado na Receita Fixa de Combustível do CER retirando a
receita que já foi paga durante o período de suprimento, conforme definido no
CER:
199.1.
O novo compromisso anual de Inflexibilidade Contratual comprometida com o CER é
calculado pela soma da inflexibilidade que já foi entregue no ano contratual e
a previsão de entrega de inflexibilidade, considerando a operação comercial,
conforme a equação:
199.1.1.
A Inflexibilidade Entregue Passada Mensal é obtida através da Inflexibilidade
Sazonalizada proveniente da Empresa de Pesquisa Energética destinada ao Produto
multiplicado pelo número de horas dos meses do início do ano contratual até o
mês de apuração, considerando a operação comercial de cada mês, conforme a
equação:
199.1.1.
A Inflexibilidade Futura Mensal é obtida através da Inflexibilidade
Sazonalizada proveniente da Empresa de Pesquisa Energética destinada ao Produto
multiplicado pelo número de horas do mês seguinte ao mês de apuração até o fim
do ano contratual, considerando o último status de operação comercial do mês de
apuração, conforme a equação:
199.2.
A Receita Fixa de Combustível Unitária Ponderada para o PCS é calculada
verificando a Receita Fixa de Combustível Atualizada considerando a entrada em
operação comercial e a energia negociada no leilão considerando o último status
de operação comercial, conforme seguinte equação:
200.
A Receita Fixa Unitária Atualizada para o PCS é apurada a partir da Receita
Fixa de Combustível Ponderada do PCS e a Receita Fixa Demais Custos. Caso
exista restrição de escoamento, a Receita Fixa Demais Custos será reduzida na
proporção da restrição, conforme seguinte equação:
200.1.
A Indisponibilidade por Restrição de Escoamento é calculada pela diferença
entre a capacidade da usina em operação comercial e a disponibilidade
verificada pelo ONS considerando apenas a restrição, conforme a expressão:
200.2.
O fator horário referente a restrição de escoamento será o quanto a energia não
gerada devido à restrição de escoamento representa da capacidade total em
operação comercial da usina, conforme a equação abaixo:
200.3.
O fator mensal referente a restrição de escoamento será a média dos valores
horários, conforme a expressão:
Detalhamento
da Ressarcimento pela Geração abaixo da Obrigação Horária
201.
A Obrigação de Entrega de Entrega no CER é definida a partir da potência da
usina comprometida com o CER, do fator de capacidade máxima, além do Percentual
de Comprometimento Preliminar da Garantia Física, conforme seguinte equação:
202.
A Obrigação de Entrega de Entrega Horária é aplicada apenas para as unidades
geradores que estão em operação comercial, conforme seguinte equação:
203.
A Obrigação de Entrega de Entrega Horária é aplicada nos períodos em que há
despacho na ordem de mérito pelo ONS, considerando eventuais despachos parciais,
caso estiver na ordem mérito, ou a inflexibilidade contratual quando não está
despachada por mérito:
203.1.
O ajuste das usinas parcialmente despachadas pelo ONS na ordem de mérito no
mesmo período de comercialização é dada pela relação do despacho com relação a
potência total da usina. Caso ocorra despacho parcial, esse valor será menor
que 1, reduzindo a entrega do contrato devido ao comando do ONS, conforme
seguinte equação:
203.2.
A Inflexibilidade Contratual Modulada comprometida com CER é realizada pela
razão da Inflexibilidade Sazonalizada constante no CER e a Quantidade de Horas
do mês, resultando em modulação de forma flat, proporcional as usinas em
operação comercial, conforme seguinte equação:
203.2.1.
A Inflexibilidade Sazonalizada proveniente da Empresa de Pesquisa Energética
destinada ao Produto é obtida através da Inflexibilidade Sazonalizada
proveniente da EPE multiplicado pelo número de horas no mês e o Percentual de
Comprometimento Preliminar da Garantia Física:
204.
A Energia Passível de Isenção com relação a obrigação de entrega no CER do ONS
será determinada pela diferença entre a capacidade em operação comercial e a
Disponibilidade Verificada, conforme seguinte expressão:
205.
A Energia Passível de Isenção com relação a obrigação de entrega no CER
Preliminar terá valor quando a insuficiência de geração com relação a obrigação
de entrega não for relacionada a indisponibilidade apurada pelo ONS,
considerando também a isenção por constrained-off, conforme seguinte expressão:
206.
Assim, a Energia Passível de Isenção geração do CER é determinada pela Energia Passível
de Isenção com relação a obrigação de entrega no CER Preliminar e a
indisponibilidade indicado pelo ONS, conforme seguinte expressão:
207.
A Energia relacionada a taxa de indisponibilidade Anual é determinada em MWh
para que seja possível compensar indisponibilidades parcial, considerando as
taxas de indisponibilidade de referência e energia contratada, conforme
seguinte equação:
208.
Por sua vez, o Banco de Indisponibilidade relativo ao CER é atualizado
verificando o banco de horas válido no ano, considerando a energia passível de
isenção no ano, anteriores ao período de comercialização de referência,
conforme seguinte equação:
209.
Por fim, a isenção da obrigação de entrega ocorrerá desde que haja banco de
horas disponível no período de comercialização, conforme seguintes expressões:
210.
A Quantidade de Energia Despachada Não Gerada no CER é determinada nas horas
que há despacho na Ordem de Mérito pelo ONS. O montante é definido pela
diferença entre a Obrigação de Entrega Horária do CER, e a geração que
efetivamente foi transferida para o contrato por disponibilidade, podendo ser
abatida por restrição de constrained-off ou energia disponível no banco de
horas relativas a indisponibilidades, conforme seguinte equação:
211.
O Ressarcimento Devido à Energia não Gerada no CER é valorado com a devolução
da Receita Fixa, incluindo uma penalidade de 15%, considerando a parcela
glosada da receita nos casos de Restrição de Escoamento, relativa ao mesmo mês
de ressarcimento, conforme a seguinte expressão:
Detalhamento
da Ressarcimento pela Geração abaixo da Inflexibilidade
212.
O Ressarcimento pela Geração da usina abaixo da inflexibilidade Contraual é
realizado apenas para usinas que possuem compromisso contruatal de
inflexibilidade, e não é apurada durante o período de antecipação.
213.
A Energia Não Gerada da Inflexibilidade Comprometida com CER é apurada
realizada em todos os períodos de comercialização, independentemente do
despacho da ordem de mérito, conforme seguinte equação:
214.
O Ressarcimento da Energia Não Gerada da Inflexibilidade Comprometida com CER é
referente a inflexibilidade não entregue no mês anterior, necessitando a
devolução da receita fixa parcela combustível. Contudo, uma vez que a Receita
Fixa de Combustível utiliza a inflexibilidade sem considerar as perdas, é
necessário corrigir o valor de referência para garantir a correta devolução da
receita, conforme seguinte equação:
Pagamento
da Receita de Venda do CER por Disponibilidade
215.
A Parcela de Receita Fixa do CER relativa à parcela em Operação Comercial é
determinada com base no fator de potência em operação comercial do mês e a
receita fixa mensal, conforme seguinte equação:
216.
A Parcela de Receita Fixa do CER é determinada pela receita fixa unitária e a
energia contratada, considerando que no período de antecipação há apenas o
pagamento da parcela demais custos, conforme seguinte equação:
216.1.
O Fator de Potência em Operação Comercial Mensal da Usina, identifica a
proporção de potência da usina que está fora de operação comercial, ponderado
por todo o mês, expresso por:
216.1.1.
O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva identifica
a proporção de potência da usina que está em operação comercial, expresso por:
217.
O Débito da Receita Fixa do CER relativa à parcela em Suspensão da operação
comercial é determinada com base no fator de potência em suspensão no mês, 10%
da receita fixa unitária e a energia contratada, conforme seguinte equação:
217.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina, identifica a
proporção de potência da usina que está supensa de operação comercial,
ponderado por todo o mês, expresso por:
217.1.1.
O Fator de Suspensa de usinas comprometidas com Energia de Reserva identifica a
proporção de potência da usina que está em suspensão, expresso por:
218.
A Receita Variável relativo ao Despacho na Ordem de Mérito é determinada a
partir da geração por ordem de mérito realizada pelo agente, descontada a
inflexibilidade contratual. Caso a usina tenha alguma alteração de
característica técnica, será considerado o menor valor entre a geração por
ordem de mérito e sua obrigação original de entrega:
218.1.
A Obrigação de Entrega Original no CER é calculada a partir da capacidade
instalada, do fator de capacidade máxima, além das perdas internas e o fator de
rateio das perdas de geração, conforme seguinte equação:
219.
A Receita Variável relativo ao Despacho na Ordem de Mértio é consolidada no mês
verificando o resultado no mês anterior, conforme seguinte equação:
Determinação
da Penalidade por Atraso na Entrada em Operação Comercial
220.
A Penalidade por Atraso na Entrada em operação Comercial da Usina é valorada
pelo produto entre o número de horas em atraso no mês, a receita fixa unitária,
o compromisso de entrega de energia ao CER, e o fator que determina a potência
em atraso, conforme determinado na seguinte equação:
”
220.1.
O Fator de Atraso em Atraso no CER Mensal, é obtido pela relação entre: (i) o
fator de potência em atraso no CER, das unidades geradoras, que permaneceram atrasadas
ao longo do mês, e (ii) o número de períodos de comercialização do mês,
conforme a seguinte expressão:
220.1.
O Fator de Potência em Atraso da usina no CER é obtido em função da razão entre
o somatório da potência instalada referente às unidades geradoras em atraso, e
a sua capacidade total associada à garantia física, de acordo com a seguinte
equação:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
221.
O montante financeiro final a ser pago ou recebido do empreendimento
comprometido com o CER será estabelecido em função (i) da receita fixa
relacionada a operação comercial, (ii) débito da receita fixa devido a
suspensão, (iii) receita variável em relação a ordem de mérito (iv)
ressarcimentos por não entrega de energia, (v) e penalidade por atraso na
entrada em operação comercial, conforme expressão seguinte expressões:
222.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores
referentes às reapurações de outros meses, logo o valor recebe um motante
financeiro referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
223.
A Receita de Venda, sem descontos, é composta pela parcela fixa somada a
receita variável que passa a ser valorada após a entrega do compromisso anual
de energia, conforme a seguinte expressão:
4.4.3.
Dados de Entrada do Procedimento Competitivo Simplificado
4.4.4.
Dados de Saída do Procedimento Competitivo Simplificado
ANEXO
VI
Contratação
de Energia de Reserva
versão
2025.6.0
1.
Introdução
Com
a introdução do Novo Modelo Institucional para o Setor Elétrico, por meio da promulgação
da Lei nº 10.848/2004, foi conferida a prerrogativa de o Poder Concedente
promover a contratação de reserva de capacidade de geração visando garantir a
continuidade do fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado
Nacional – SIN.
Sem
prejuízo do cumprimento da obrigação de apresentar cobertura contratual integral
para as necessidades de energia e potência, por parte dos agentes da CCEE que
possuem consumo registrado na Câmara, estabeleceu-se que os custos
administrativos, financeiros e tributários decorrentes da contratação de
Energia de Reserva, bem como a remuneração da CCEE pela gestão, seriam rateados
entre esses agentes com perfil de consumo.
Por
meio do Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, foi regulamentada a
contratação de Energia de Reserva. Em consonância com o propósito dessa
contratação, o referido Decreto definiu Energia de Reserva como aquela
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN,
proveniente de usinas especialmente contratadas para este fim.
De
modo a implementar o arranjo comercial/institucional associado à contratação de
Energia de Reserva, foi definida a CCEE como entidade responsável pela
celebração dos Contratos de Energia de Reserva (CERs), na condição de
representante dos agentes de mercado com perfil de consumo, com os agentes
vendedores nos Leilões de Energia de Reserva. Assim, torna-se necessária a
realização de tarefas, por parte da Câmara, para operacionalizar tais
contratos. Ademais, devem ser observadas as diretrizes para a gestão dos
recursos financeiros atrelados a esse tipo de contratação.
No
Módulo “Contratação de Energia de Reserva”, são apresentados diversos
dispositivos relacionados à contratação de Energia de Reserva, tais como a implementação
do processo de liquidação financeira das operações relativas à contratação de Energia
de Reserva, a realização do cálculo do Encargo de Energia de Reserva (EER), a apuração
dos valores monetários associados a ressarcimentos devidos por agentes de
geração em função de descumprimento de obrigações previstas no CER, e demais questões
voltadas à operacionalização dessa relação contratual que decorre do exercício,
por parte do Poder Concedente, da prerrogativa estabelecida no art. 3º da Lei
nº 10.848/2004.
Este
módulo envolve:
Todos
os agentes de geração vendedores de Energia de Reserva e os agentes com consumo
registrado na CCEE.
1.1.
Conceitos Básicos
1.1.1.
O Esquema Geral
O
módulo “Contratação de Energia de Reserva”, esquematizado na Figura 1, é composto
por uma sequência de etapas de cálculo com o objetivo de determinar os valores monetários
que serão considerados no processo de Liquidação Financeira Relativa à
Contratação de Energia de Reserva:
São
apresentadas abaixo as descrições das etapas que serão detalhadas neste documento:
Contratação
de Energia de Reserva
§
Fonte Biomassa: essa etapa apresenta o cálculo do montante financeiro a ser
pago ou recebido dos empreendimentos de geração com fonte à Biomassa, comprometidos
com a contratação de Energia de Reserva, conforme estabelecido em cada CER,
para fins de apuração do Encargo de Energia de Reserva.
§
Fonte Eólica: essa etapa apresenta o cálculo do montante financeiro a ser pago
ou recebido dos empreendimentos de geração de fonte eólica, comprometidos com a
contratação de Energia de Reserva, conforme estabelecido em cada CER, para fins
de apuração do Encargo de Energia de Reserva, além da multa por não cumprimento
das obrigações referentes a medições anemométricas e climatológicas permanentes
dos ventos na área onde se localiza a usina.
§
Fonte Solar: essa etapa apresenta o cálculo do montante financeiro a ser pago
ou recebido dos empreendimentos de geração de fonte solar, comprometidos com a
contratação de Energia de Reserva, conforme estabelecido em cada CER, para fins
de apuração do Encargo de Energia de Reserva.
§
Fonte PCH e CGH: essa etapa apresenta o cálculo do montante financeiro a ser
pago ou recebido dos empreendimentos de geração de fonte PCH e CGH,
comprometidos com a contratação de Energia de Reserva, conforme estabelecido em
cada CER, para fins de apuração do Encargo de Energia de Reserva.
Cálculo
do Encargo de Energia de Reserva
Essa
etapa apresenta o cálculo do valor do encargo a ser pago pelos agentes com
consumo registrado na CCEE, relativo à contratação de Energia de Reserva.
Anexo
§
Cálculo dos Preços utilizados no Ressarcimento: nessa etapa é obtido o valor
utilizado no cálculo do ressarcimento a ser promovido pelo Agente Vendedor de
Energia de Reserva, em função do descumprimento de obrigações estabelecidas no
CER.
§
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva: nessa etapa são estabelecidos os
montantes passíveis de cessão de energia e de energia/lastro, bem como os
efeitos das negociações bilaterais realizadas.
§
Apuração do Excedente Referente à Energia de Reserva: nessa etapa são apurados,
os eventuais montantes financeiros excedentes que se referem à formação da
Conta de Energia de Reserva (CONER), provenientes de sobras apuradas após o pagamento
dos Encargos de Energia de Reserva, assim como a estimativa dos encargos a
serem pagos em futuras liquidações.
1.1.2.
Mecanismo da Contratação de Energia de Reserva
Como
ressaltado, o objetivo da contratação de Energia de Reserva é aumentar a
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, por meio da contratação
de energia elétrica, oriunda de empreendimentos de geração especificamente
destinados para esta finalidade.
Nos
meses em que há geração nas usinas comprometidas com CER, observado o período de
apuração da entrega da energia contratada, a energia produzida será liquidada
no Mercado de Curto Prazo (MCP). Sendo a receita auferida com essa liquidação
repassada a um agente virtual, o Agente associado à Contratação de Energia de
Reserva (ACER), para posteriormente ser destinada à CONER, para fins de
composição dos recursos financeiros necessários para cobertura dos custos
decorrentes da contratação de Energia de Reserva.
Em
decorrência dos leilões, os agentes vendedores de energia de reserva celebram o
Contrato de Energia de Reserva (CER) com a CCEE, sendo a Câmara uma instituição
que representa todos os agentes de mercado que possuem consumo registrado na
CCEE, agentes esses chamados de Usuários de Energia de Reserva. Conforme
definido em regulamentação específica, de 2008, Usuário de Energia de Reserva
pode ser um agente de distribuição, consumidor livre, consumidor especial, autoprodutor
na parcela da energia adquirida, agente de geração com perfil de consumo ou agente
de exportação que seja agente da CCEE.
Com
o propósito de disciplinar a relação entre a CCEE e o Usuário de Energia de Reserva
e, consequentemente, consolidar o arranjo comercial associado à contratação de
Energia de Reserva, a CCEE celebra, com cada Usuário de Energia de Reserva, o
Contrato de uso de Energia de Reserva (CONUER), cujo modelo foi aprovado pela
ANEEL e consta em regulamentação específica.
Para
cobrir os custos decorrentes da contratação de Energia de Reserva, incluindo os
custos administrativos, financeiros e tributários e a remuneração da CCEE pela
gestão do Encargo de Energia de Reserva e da CONER, foi criado um encargo
específico, o Encargo de Energia de Reserva (EER), pago por todos os agentes da
CCEE que se enquadram como Usuários de Energia de Reserva.
Dado
que a CCEE participa, de forma ativa, da estrutura formada para implementação e
operacionalização desse tipo de contratação, uma parcela dos recursos
financeiros obtidos com o recolhimento do EER é destinada para cobertura dos
custos de natureza administrativa, financeira e tributária incorridos pela CCEE
nesse processo. Importa destacar que tais custos são aprovados pela ANEEL, por
meio de resolução homologatória.
Os
recursos financeiros envolvidos na contratação de Energia de Reserva são administrados
pela CCEE mediante gestão da CONER, e todos esses valores monetários integram o
processo de Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva.
Pelo fato de que a CCEE é parte do CER, a CCEE é responsável pelo lançamento, na
referida liquidação financeira, dos valores monetários devidos aos Agentes
Vendedores de Energia de Reserva.
A
Figura 2 apresenta os dispositivos contratuais e financeiros decorrentes da contratação
de Energia de Reserva.
Com
relação ao rateio dos custos decorrentes da contratação de Energia de Reserva, a
parcela devida individualmente pelos Usuários de Energia de Reserva é obtida em
base anual, de acordo com os dados de medição do consumo registrados na CCEE para
efeito de Contabilização do MCP nos últimos doze meses. É considerado, nesse rateio,
os montantes de geração provenientes dos empreendimentos de autoprodução e
produção independente destinados ao atendimento de unidades de consumo correlatas.
Com
o intuito de mitigar o efeito de uma eventual inadimplência no recolhimento do
EER, algo que poderia impactar o pagamento devido ao Agente Vendedor de Energia
de Reserva, destina-se uma parcela da CONER para constituição do Fundo de
Garantia.
Na
Liquidação de Energia de Reserva pode ocorrer a situação em que o saldo existente
na CONER seja superior ao necessário para pagamento dos valores devidos aos
geradores, sem a necessidade de cobrança de EER em determinado mês, ocasionando
a manutenção de valores monetários não utilizados na CONER, que permanecem imobilizados
até a próxima liquidação de Energia de Reserva. Tal situação é mais comum em cenários
de PLD elevado, ou com alto volume de geração, as duas variáveis fundamentais a
influenciar o resultado do ACER. Além disso, segundo a dinâmica da contratação
de Energia de Reserva, geradores que não entregam o montante de energia
comprometido nos contratos devem restituir o equivalente financeiro da energia
não entregue por meio de ressarcimentos, creditados na CONER. Tal dinâmica
também pode contribuir para a formação de excedentes na conta.
Dessa
forma, eventuais sobras existentes na CONER devem ser restituídas aos pagadores
que contribuíram para formar o saldo da conta, ou seja, os Usuários de Energia
de Reserva. Essa restituição se dá em parte pelo excedente verificado na
Liquidação de Energia de Reserva, após o pagamento das receitas devidas aos
vendedores em CERs, como também pelo excedente estimado a partir do resultado
do ACER no MCP, que indica a alta probabilidade desse resultado ser motivador
de excedentes na conta. Para isso, no módulo “Consolidação de Resultados” é
necessária a informação dos pagamentos realizados no âmbito da contratação de
Energia de Reserva para se obter a base para a previsão. O módulo “Contratação
de Energia de Reserva” então calcula os custos incorridos no mês de apuração para
fornecer essa informação ao cálculo da estimativa de excedentes da CONER.
A
Figura 3 ilustra o fluxo de financeiros associados à CONER.
As
penalidades de Energia de Reserva indicadas na Figura 3 também se referem a
descumprimentos do Agente Vendedor de Energia de Reserva de obrigações estabelecidas
no CER. Tais penalidades são apuradas, conforme estabelecido no CER, sendo abatidas
diretamente do pagamento devido ao agente, de acordo com prazos previstos nas Regras
e Procedimentos de Comercialização específicos.
Já
os eventuais encargos moratórios previstos como créditos da CONER, se referem à
cobrança de multa e juros dos Usuários de Energia de Reserva inadimplentes no
recolhimento do EER.
1.1.3.
Apuração da Entrega da Energia Contratada para Usina Biomassa
Uma
vez consagrados vencedores do Leilão de Energia de Reserva, os empreendimentos
de geração firmam com a CCEE o Contrato de Energia de Reserva (CER), por meio do
qual se comprometem a entregar o montante de energia contratada no período
estabelecido no contrato mediante geração de energia proveniente de suas usinas
ou por meio de cessão de energia, proveniente de outros vendedores do mesmo leilão,
originária de mesma fonte, localizada no mesmo submercado e desde que ambos os
empreendimentos envolvidos estejam em operação comercial ou cuja entrada em
operação comercial apresente atraso inferior a 12 meses, contado do início de
suprimento do CER.
A
entrega da energia contratada mediante geração ou aquisição de cessão será
apurada após o término do período de apuração da entrega.
A
cessão pode ser caracterizada em duas modalidades: (i) a que envolve
energia/lastro, e (ii) a que envolve somente energia.
O
montante de energia que poderá ser objeto de cessão de energia/lastro
corresponderá ao menor valor entre a geração destinada ao ACL no mês e a
garantia física no ACL.
A
apuração do montante de energia passível de cessão na modalidade energia corresponde
à geração destinada ao ACL no mês, superior ao montante de energia
correspondente à garantia física anual do empreendimento, em MWh. Como a cessão
é baseada na geração efetiva da usina, caso o empreendedor opte por realizar uma
cessão nesta modalidade, haverá reflexo no montante total que poderá ser cedido
na modalidade energia/lastro.
Os
montantes adquiridos de cessão têm finalidades distintas para cada modalidade:
Cessões
de energia/lastro, além de compensarem o montante de energia não entregue ao
CER, também influenciam na apuração da Penalidade por Insuficiência de Lastro
para Venda no Âmbito da Contratação de Energia de Reserva;
Cessões
de energia, somente compensam o montante de energia não entregue ao CER por insuficiência
de geração.
Cabe
destacar, que a transferência de energia por meio do mecanismo de cessão será
negociada de forma bilateral, entre os agentes vendedores de Energia de
Reserva.
1.1.4.
Apuração da Entrega da Energia Contratada para Usina Eólica
A
apuração da Entrega da Energia Contratada para usinas eólicas possui algumas
particularidades dadas as incertezas relacionadas a sua produção de energia.
Uma
delas é a Contratação de Energia por Quadriênio, além do montante anual de
entrega. Por conta disto, foi criada a Conta de Energia, que consiste em uma
faixa de tolerância compreendida de 90% (limite negativo inferior) a 130%
(limite positivo superior) do montante anual contratado.
Dessa
forma, as usinas eólicas comprometidas com CER possuem duas apurações, uma
anual, realizada ao final do ano contratual, e outra quadrienal, realizada após
o término do quadriênio.
Na
apuração anual é calculado o Ressarcimento devido à geração inferior ao limite,
caso a geração anual se apresente abaixo do limite inferior da Conta de Energia
ou é calculada a Receita Variável de Excedente, caso a geração anual exceda o
limite superior da Conta de Energia.
Já
na apuração quadrienal, é verificada a situação da Conta de Energia, e caso o
saldo seja negativo, é calculado o Ressarcimento devido ao saldo negativo da
conta de energia, caso contrário, sendo o saldo positivo, a usina pode optar
por: (i) repassar este saldo para o quadriênio seguinte; (ii) realizar cessão
de energia quadrienal para outros empreendimentos eólicos do mesmo leilão;
(iii) receber a Receita Variável por Saldo Acumulado.
1.1.5.
Apuração da Entrega da Energia Contratada para Usina Solar Fotovoltaica
A
apuração da Entrega da Energia Contratada para usinas solares possui algumas
particularidades, dadas as incertezas relacionadas a sua produção de energia.
Uma
delas é o montante anual de entrega. Por conta disto, foi criada a Conta de
Energia, que consiste em uma faixa de tolerância compreendida de 90% (limite negativo
inferior) a 115% (limite positivo superior) do montante anual contratado.
Dessa
forma, as usinas solares comprometidas com CER possuem apuração anual, realizada
ao final do ano contratual. Nesta apuração é calculado o Ressarcimento devido à
geração inferior ao limite, caso a geração anual se apresente abaixo do limite
inferior da Conta de Energia ou é calculada a Receita Variável, caso a geração
anual exceda o limite superior da Conta de Energia.
Ainda
na apuração anual, é verificada a situação da Conta de Energia.
Em
caso de saldo negativo acima do limite inferior da Conta de Energia, é
calculado Ressarcimento. Já nas situações de saldo negativo dentro do limite
inferior da Conta de Energia, é calculado Ressarcimento com acréscimo de 6%
(seis por cento).
Em
contrapartida, casos de saldo positivo, estando este acima do limite superior
da Conta de Energia, é calculado o reembolso proporcional à esta ultrapassagem,
valorada a 30% do valor estipulado em contrato.
Já
em casos de saldo positivo dentro do limite superior da Conta de Energia,
poderá ser, segundo critério do vendedor, objeto de: (i) repasse para o ano contratual
seguinte na condição de crédito de energia; (ii) cessão para outro vendedor no
mesmo Leilão, comprometido com a contratação de Energia de Reserva proveniente
da mesma fonte, com saldo acumulado negativo; ou, (iii) liquidação no âmbito do
contrato.
1.1.6.
Apuração da Entrega da Energia Contratada para Usina PCH e CGH
A
apuração da Entrega da Energia Contratada para usinas PCHs e CGHs contratadas a
partir do 10º LER possui algumas particularidades, dadas as incertezas relacionadas
a sua produção de energia.
Uma
delas é a Contratação de Energia por Quinquênio, além do montante anual de
entrega. Por conta disto, foi criada a Conta de Energia, que consiste em uma
faixa de tolerância compreendida de 90% (limite negativo inferior) a 110%
(limite positivo superior) do montante anual contratado.
Dessa
forma, as usinas PCH e CGHs comprometidas com CER possuem duas apurações, uma anual,
realizada ao final do ano contratual, e outra quinquenal, realizada após o
término do quinquênio.
Na
apuração anual é calculado o Ressarcimento devido à geração inferior ao limite,
caso a geração anual se apresente abaixo do limite inferior da Conta de Energia
ou é calculada a Receita Variável de Excedente, caso a geração anual exceda o
limite superior da Conta de Energia.
Já
na apuração quinquenal, é verificada a situação da Conta de Energia, e caso o
saldo seja negativo, é calculado o Ressarcimento devido ao saldo negativo da
conta de energia, caso contrário, sendo o saldo positivo, a usina pode optar
por: (i) repassar este saldo para o quinquênio seguinte; (ii) realizar cessão
de energia quinquenal para outros empreendimentos hidráulicos do mesmo leilão;
(iii) receber a Receita Variável por Saldo Acumulado.
1.1.7.
Mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva
A
energia efetivamente produzida por usinas que venderam nos Leilões de Energia
de Reserva é contabilizada no âmbito do Mercado de Curto Prazo e liquidada a fim
de transferir a receita dessa geração à CONER.
Uma
vez que a apuração de Energia de Reserva deve considerar somente dados já contabilizados
e liquidados no Mercado de Curto Prazo, há um descasamento entre os dois
processamentos.
O
mês da apuração do Encargo de Energia de Reserva difere do mês de referência da
contabilização do MCP em dois meses, em virtude dos prazos estabelecidos para
esse processamento nos Procedimentos de Comercialização.
Tal
descasamento impacta o momento do cálculo dos ressarcimentos de empreendimentos
de fonte biomassa, bem como das apurações anuais e quadrienais para
empreendimentos eólicos, pois são necessários os dados de todos os meses
compreendidos no período a ser apurado.
Dessa
forma as informações contabilizadas em determinado mês “m” no MCP terão efeitos
somente no mês de apuração de Energia de Reserva “m+2”. Assim os acrônimos utilizados
neste módulo que têm origem em módulos do MCP, terão mês de referência “m-2”,
para que o último dado contabilizado e liquidado seja utilizado corretamente,
conforme ilustram as Figura 7, Figura 9:
1.1.8.
Ano de apuração “fCER”
O
Ano de apuração “fCER” é o ano civil do mês em que tem início o pagamento da
receita de venda. Como esta receita é composta de 12 parcelas iguais, referente
a um pagamento anual, esses meses têm como referência o mesmo ano de apuração
“fCER”, ainda que determinado mês ultrapasse o ano civil seguinte.
O
Ressarcimento é uma apuração conforme dispositivo contratual, que tem como
principal objetivo um acerto financeiro em virtude da diferença positiva, entre
o montante contratado e o montante gerado entregue, no período de apuração
correspondente à receita fixa anual paga.
Como
visto anteriormente, há descasamento de 2 meses entre esta apuração e a apuração
do MCP, de modo que o cálculo do ressarcimento somente se dá quando os dados do
último mês do período de apuração da entrega da energia contratada estão
disponíveis.
2.
Detalhamento da Contratação de Energia de Reserva
Esta
seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Contratação de Energia
de Reserva”, apresentando o tratamento dado às disposições pertinentes à
contratação de energia proveniente dos empreendimentos de geração de energia
elétrica, consagrados vencedores nos Leilões regulados, que são promovidos pela
Aneel para contratação de Energia de Reserva, explicitando seus objetivos,
comandos, expressões e informações de entrada/saída.
2.1.
Fonte Biomassa
Objetivo:
Determinar
a Receita Fixa Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de geração à
Biomassa, consagrados vencedores dos Leilões Regulados para Contratação de Energia
de Reserva.
Contexto:
Determinar
a Receita Fixa Líquida, consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE deverá
mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de Energia de
Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 11 relaciona esta etapa em
relação ao módulo completo:
2.1.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Biomassa Determinação da Receita
de Venda
1.
As Receitas de Venda estabelecidas no CER, correspondem à remuneração a ser
recebida pelo agente vendedor de Energia de Reserva pelo comprometimento da
entrega da energia elétrica contratada nas condições definidas no contrato,
sendo composta por Receita Antecipada, se o caso, e Receita Fixa.
1.1.
Para os empreendimentos comprometidos com o 1º leilão de Energia de Reserva a Receita
de Venda corresponde ao valor da Receita Fixa Mensal, conforme estabelecido no
CER.
1.2.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, as Receitas de
Venda serão obtidas a partir da aplicação do Preço de Venda Atualizado sobre
(i) o montante de energia entregue pela usina no período de antecipação; ou
(ii) o montante de energia anual contratada, conforme estabelecido no CER.
Reajuste
da Receita Fixa Anual
2.
As Receitas Fixas dos empreendimentos comprometidos com CER do 1º Leilão de Energia
de Reserva, serão reajustadas anualmente pela variação do IPCA do mês anterior
ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, respeitado o período mínimo
de 12 meses contados da realização do leilão. O Reajuste da Receita Fixa Anual do
CER é realizado de acordo com a seguinte expressão:
2.1.
Para empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, a Receita Fixa Anual
Atualizada é determinada em função da aplicação do Preço de Venda Atualizado sobre
o montante de energia contratado anual, conforme segue:
2.2.
Os Preços de Venda estabelecidos para os empreendimentos comprometidos com CER do
3º LER em diante, serão reajustados anualmente pela variação do IPCA do mês
anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, conforme a
expressão que segue:
Receita
Antecipada
3.
Os empreendimentos de geração, comprometidos com o 3º Leilão de Energia de Reserva,
em diante, que iniciarem sua operação comercial em data anterior ao início do suprimento,
e que optarem pela ampliação deste período, receberão mensalmente, como Receita
de Venda, o montante financeiro correspondente a Receita Antecipada, até que se
inicie o período de suprimento estabelecido no CER.
3.1.
A Receita Antecipada é calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre a energia gerada pela usina no período que antecede ao início do
suprimento, limitada pelo montante de energia contratada para o terceiro ano do
período de apuração da entrega da energia do CER, conforme expressão que segue:
Receita
Fixa Mensal
4.
Pela disponibilização da energia contratada nos termos do CER, os
empreendimentos de geração farão jus ao recebimento, mensal, da Receita Fixa Mensal,
que corresponderá ao montante financeiro equivalente a um duodécimo da Receita
Fixa Anual Atualizada.
5.
A Receita Fixa Mensal corresponde a Receita Fixa Anual dividida em doze parcelas
mensais iguais a serem lançadas ao longo de cada ano contratual fCER, e será
obtida de acordo com a seguinte expressão:
Receita
de Venda Mensal
6.
A remuneração mensal a ser repassada ao Agente Vendedor comprometido com CER, será
realizada na forma de Receita de Venda, obtida conforme a seguinte expressão:
Determinação
da Receita Fixa Retida
7.
A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia
contratada no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá direito ao
recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de implantação do
empreendimento de geração comprometido com o CER esteja compatível com a
obrigação de entrega de energia no montante de energia negociado no Leilão.
8.
Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data
programada, a Receita Fixa Mensal poderá ser retida, por determinação da ANEEL no
caso de usinas comprometidas com o 1º Leilão de Energia de Reserva, durante
todo o período em que for mantida tal expectativa. Todavia, a partir da entrada
em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal será
realizado conforme a determinação em cada CER:
8.1.
Será considerada como usina em operação comercial para fins da retenção da
Receita Fixa Mensal, aquela comprometida com o 1º ou 3º LER que possuir pelo
menos uma unidade geradora em operação comercial em qualquer hora do mês de
apuração.
8.2.
Para as usinas comprometidas com o 4º LER em diante, o lançamento da Receita
Fixa Mensal será feito na proporção da potência em operação comercial, em
relação à potência total da usina.
8.3.
A liberação dos valores monetários associados à Receita Fixa Retida, ocorrerá
no mês em que for apurado o ressarcimento previsto no CER de entrega de energia
em montante inferior à energia contratada. Será utilizada juntamente com a
Receita Fixa Mensal atualizada, referente ao mês de apuração para obter o valor
final devido ao Agente Vendedor de Energia de Reserva. Nos meses que seguem à
apuração do ressarcimento contratual, a Receita Fixa Mensal será paga ao Agente
mesmo que o empreendimento ainda esteja em fase de implantação, sendo retomada
a retenção da receita fixa mensal a partir do primeiro mês do período de
apuração da entrega da energia contratada subsequente.
8.4.
Para o empreendimento comprometido com CER que: (i) não possui nenhuma unidade
geradora em operação comercial no mês; ou (ii) cujo cronograma de implantação
encontra-se incompatível com a obrigação do Agente Vendedor de Energia de
Reserva em termos de capacidade de entrega de energia no montante da energia
contratada; a Receita Fixa Retida é calculada de acordo com a seguinte
expressão:
8.5.
Para o empreendimento comprometido com CER que: (i) possui pelo menos uma unidade
geradora em operação comercial em qualquer hora do mês; ou (ii) cujo cronograma
de implantação encontra-se compatível com a obrigação do Agente Vendedor de
Energia de Reserva em termos de capacidade de entrega de energia no montante da
energia contratada; a Receita Fixa Retida será obtida de acordo com a seguinte
expressão:
8.6.
Para o empreendimento comprometido com o 4º LER em diante, a receita deve ser retida
na proporção das suas unidades fora de operação comercial, até que a usina se
encontre com potência em operação comercial igual à sua capacidade total. Dessa
forma, a Retenção Proporcional da Receita Fixa é determinada conforme a
seguinte expressão:
8.6.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina, para empreendimentos
comprometidos com o 4º LER, identifica a proporção de potência da usina que está
fora de operação comercial, ponderado por todo o mês, expresso por:
8.6.1.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial de Usinas comprometidas com
Energia de Reserva identifica a proporção de potência da usina que não está em operação
comercial, conforme a seguinte equação:
8.6.1.2.
O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva identifica
a proporção de potência da usina que está em operação comercial, expresso por:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
9.
Ao longo do período de suprimento o agente vendedor de Energia de Reserva
deverá garantir a entrega da energia contratada mediante geração proveniente das
usinas comprometidas com CER ou por meio da cessão de energia e/ou
energia/lastro. A verificação de entrega de energia em montantes inferiores à
energia contratada no período de apuração, sujeitará ao agente vendedor o
pagamento de montante financeiro correspondente ao ressarcimento por
insuficiência de geração. Para os CERs, os ressarcimentos devidos pelo Agente
Vendedor de Energia de Reserva, são determinados em função da entrega da
energia no período estabelecido no CER e compostos pelos seguintes comandos e
expressões:
9.1.
Para as usinas comprometidas com CER, será verificado se a geração realizada no
período de apuração da entrega da energia estabelecido no CER foi em montante
suficiente para atendimento ao compromisso contratual. Caso seja constatada
entrega de energia em montantes inferiores aos da energia contratada e não
tenha havido a transferência de energia por meio do mecanismo de cessão, o
Agente Vendedor de Energia de Reserva ficará sujeito aos ressarcimentos
previstos em cláusula específica do CER.
9.2.
As usinas que integrarem o mesmo CER terão a verificação de atendimento ao compromisso
contratual apurado de forma global, isto é, a indisponibilidade será verificada
tendo como base: (i) a geração realizada deste conjunto de usinas; (ii) a
cessão total de energia e/ou energia/lastro; e (iii) a quantidade de energia
não entregue involuntariamente; que serão averiguadas durante o período de
apuração da entrega da energia contratada, estabelecida no CER.
9.3.
Na apuração global do atendimento ao CER, a energia não entregue
involuntariamente, corresponderá à indisponibilidade das usinas, motivada pelo atraso
da entrada em operação das instalações de distribuição ou de transmissão da rede
básica, necessárias para o escoamento da energia produzida pelas usinas, quando
verificado pela Aneel. Neste caso, as usinas comprometidas com o mesmo CER
deverão estar aptas a entrar em operação comercial.
10.
A Quantidade de Energia não Fornecida ao CER, corresponde ao efetivo volume de
energia passível de ressarcimento pelo agente vendedor, dado pelo Déficit de Energia
para Atendimento do CER não atendido pela sobra de outras usinas do CER, como
prevê a legislação aplicável a estes contratos.
10.1.
O montante total de energia não fornecida pelas parcelas de usina comprometidas
com o mesmo CER, é obtido a partir da diferença entre: (i) a quantidade total
de energia comprometida com CER; e (ii) o total de geração destinada para
atendimento ao contrato; descontada a energia que deixou de ser gerada em
função de fatores não gerenciáveis pelos Agentes Vendedores comprometidos com
aquele CER, e a quantidade de energia adquirida por meio do mecanismo de
cessão, conforme expressão que segue:
10.2.
A Quantidade de Energia não Fornecida ao CER, de cada parcela de usina, é
obtida a partir da relação entre a energia contratada pela parcela de usina e o
montante total contratado no CER, aplicada sobre o montante total de energia
não fornecida pelas usinas comprometidas com o mesmo CER, conforme expressão
que segue:
11.
O cálculo do Ressarcimento Final pela Energia Não Fornecida ao CER é realizado,
no mês de apuração do ressarcimento, com base na Quantidade de Energia não Fornecida
ao CER e sua precificação é definida após verificado se a Quantidade de Energia
não Fornecida ao CER ultrapassou 10% da Quantidade de Energia Comprometida com o
CER. Sendo assim:
11.1.
Caso o mês de apuração seja o mês de apuração do ressarcimento associado a um determinado
ano de entrega
“fCER”,
o Ressarcimento Final pela Energia Não Fornecida ao CER é definido da seguinte forma:
11.2.
Para os empreendimentos comprometidos com o 1º LER, caso a Quantidade de
Energia não Fornecida ao CER ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de Energia
Comprometida com CER, o cálculo do Ressarcimento Final pela Energia Não Fornecida
ao CER é precificado ao Valor da Energia Comprometida com a Receita Fixa acrescido
de 15%, conforme segue:
11.3. Para os empreendimentos
comprometidos com o 3º LER em diante, caso a Quantidade de Energia não Fornecida
ao CER ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de Energia Comprometida com CER,
o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida ao CER é precificado pelo
Preço de Venda Médio acrescido de 15%, conforme segue:
Onde:
11.4.
Para os empreendimentos comprometidos com o 1º LER, caso a Quantidade de Energia
não Fornecida ao CER não ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de Energia
Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia Não Fornecida ao CER é
precificado ao Valor da Energia Comprometida com a Receita Fixa, conforme segue:
11.5.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, caso a Quantidade
de Energia não Fornecida ao CER não ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de Energia
Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida ao CER é
precificado pelo Preço de Venda Médio, conforme segue:
11.6.
Caso o mês de apuração não corresponda ao mês de apuração do ressarcimento associado
a um determinado ano de entrega “fCER”, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida
ao CER é ZERO, expresso por:
Determinação
da Receita Líquida do Agente
12.
Para se estabelecer a Receita Líquida que o Agente Vendedor de Energia de Reserva
tem a receber, serão considerados:
(i)
o valor atualizado da parcela mensal da Receita de Venda; (ii) a adoção do
mecanismo de retenção da Receita Fixa em decorrência do estágio de implantação do
empreendimento de geração comprometido com o CER; (iii) a aplicação do dispositivo
contratual de ressarcimento por entrega de energia em montante inferior à energia
contratada; e (iv) os Efeitos do Mercado de Curto Prazo decorrentes do
Mecanismo de Cessão.
12.1.
A Receita Líquida apurada para o agente proprietário de uma usina que apresenta
insuficiência de lastro na apuração da penalidade de energia de reserva, poderá
sofrer alterações em seu montante devido a tal penalidade.
12.2.
Para o empreendimento comprometido com CER que: (i) possui pelo menos uma unidade
geradora em operação comercial em qualquer hora do mês; ou (ii) adquiriu
energia pelo mecanismo de cessão para atender o compromisso contratual; e/ou
(iii) cujo cronograma de implantação encontra-se compatível com a obrigação do
Agente Vendedor de Energia de Reserva em termos de capacidade de entrega de energia
no montante da energia contratada; a Receita Líquida Mensal será calculada de
acordo com as seguintes expressões:
12.3.
Quando o mês de apuração do encargo não corresponder ao mês de apuração do ressarcimento
associado a determinado ano de entrega “fCER”, a receita líquida será obtida na
forma que segue:
12.4.
Quando o mês de apuração do encargo corresponder ao mês de apuração do ressarcimento
associado a determinado ano de entrega “fCER”, a receita líquida será obtida na
forma que segue:
12.5.
Para o empreendimento comprometido com CER que: (i) não possui nenhuma unidade
geradora em operação comercial no mês; ou (ii) cujo cronograma de implantação
encontra-se incompatível com a obrigação do Agente Vendedor de Energia de
Reserva em termos de capacidade de entrega de energia no montante da energia
contratada; a Receita Líquida Mensal será determinada de acordo com as
seguintes expressões:
12.6.
Quando o mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva não corresponder ao
mês de apuração do ressarcimento associado a determinado período do ano de entrega
“fCER”, a Receita Líquida será obtida na forma que segue:
12.7.
Quando o mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva corresponder ao mês de
apuração do ressarcimento associado a determinado ano de entrega “fCER”, a receita
líquida será obtida na forma que segue:
13.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores
referentes a reapurações de outros meses, logo o valor recebe um montante
financeiro referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
2.1.2.
Dados de Entrada do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fontes Biomassa
2.1.3.
Dados de Saída do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fontes Biomassa
2.2.
Fonte Eólica
Objetivo:
Determinar
a Receita de Venda Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de geração
de fonte eólica, consagrados vencedores de Leilão Regulado para Contratação de
Energia de Reserva, produto de fonte eólica.
Contexto:
Determinar
a Receita de Venda Líquida consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE
deverá mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de Energia
de Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 12 relaciona esta etapa
em relação ao módulo completo:
2.2.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Eólica
Determinação
do montante para abatimento do ressarcimento em função da restrição de geração
por constrained-off
Os
cálculos abaixo são realizados no mês de apuração do ressarcimento previsto no CER
:
14.
A Energia não fornecida em decorrência da restrição deve ser ponderado pelo percentual
de energia comprometimento com leilões, conforme expressão abaixo:
15.
O cálculo da energia não fornecida para usinas comprometidas com CER deve ser agregada
por ano contratual, conforme seguintes equações:
16.
A energia não fornecida deve ser limitada ao montante necessário para cada atendimento
do contrato, conforme seguinte equação:
17.
O montante de energia não fornecida para os contratos corresponde ao menor valor,
entre a energia não fornecida devida a restrição de operação indicada pelo ONS,
e a energia para atendimento dos contratos, conforme expressão abaixo:
18.
O montante de energia do ambiente regulado não fornecida corresponde à soma da energia
não fornecida calculada devido as restrições indicadas pelo ONS somada as restrições
calculadas devido ao atraso da entrada em operação comercial das instalações de
transmissão/distribuição. Para que a soma seja realizada corretamente, é
necessário especificar cada tipo de contrato, conforme expressões abaixo:
Determinação
da Energia Contratada
19.
O montante de Energia de Reserva contratada de fonte eólica é definido por quadriênio,
ou seja, para cada período de 4 (quatro) anos, compreendidos no período de suprimento,
haverá um montante de energia contratada a ser entregue pelo agente vendedor de
Energia de Reserva. Os quadriênios estão estabelecidos em cada CER.
19.1.
Para empreendimentos vencedores do 5º Leilão de Energia de Reserva em diante, a
energia contratada no Quadriênio será estabelecida em função do montante de energia
contratada no leilão pelo Agente Vendedor, de acordo com as seguintes
expressões:
19.2.
Para os demais empreendimentos, no primeiro quadriênio a energia contratada será
estabelecida em função do montante de energia contratado no leilão pelo Agente Vendedor,
enquanto que, para os demais quadriênios será aplicado o dispositivo da reconciliação
contratual, ou seja, a energia contratada será revisada para o menor valor
entre: (i) valor médio da geração realizada desde o início do 1º quadriênio até
o término do quadriênio anterior; e (ii) o montante de energia contratada
reconciliada; de acordo com as seguintes expressões:
19.3.
A geração média de Energia de Reserva realizada desde o início do 1º quadriênio
até o final do quadriênio anterior é calculada da seguinte forma:
19.4.
Apenas para fins da energia reconciliada, será apurada uma energia não
fornecida devido a dados faltantes, considerando eventual período de
postergação de início e atraso da entrada em operação comercial. Cabe ressaltar,
que no caso de atraso parcial os dados faltantes serão estimados a partir da geração
estimada. Assim a Energia não fornecida devido aos Dados Faltantes, será apurada
conforme a seguinte equação:
19.5.
O montante de energia contratada reconciliada correspondente à diferença entre:
(i) o montante total de energia contratada no leilão, desde o início do 1º
quadriênio até o quadriênio atual, inclusive; e (ii) o montante total de
energia contratada calculada para o período compreendido entre o início do 1º
quadriênio até o final do quadriênio anterior; conforme expressão que segue:
Apuração
da Conta de Energia
20.
Com objetivo de mitigar incertezas relacionadas à produção de energia proveniente
de fonte eólica, foi criada a Conta de Energia, que corresponde ao saldo de
energia anualmente acumulado resultante da soma, a cada 12 meses, da diferença
entre (i) a energia gerada anual pela usina; e (ii) a energia contratada no
período considerado. A apuração do saldo de energia na Conta de Energia,
seguirá os seguintes comandos:
20.1.
O saldo acumulado na Conta de Energia será apurado uma vez ao final de cada ano
contratual, ao final de cada quadriênio, e observará uma Faixa de Tolerância em
relação ao montante de energia contratada estabelecido para o período analisado.
20.2.
A Faixa de Tolerância corresponderá a uma margem inferior de 10% (dez por
cento), abaixo do valor da energia contratada referente ao período considerado,
e a uma margem superior de 30% (trinta por cento), acima do valor da energia
contratada aplicável ao mesmo período.
20.3.
A eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia, ao final de cada ano
contratual, que extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância, será
repassada ao Agente Vendedor na forma de Receita Variável por Geração Excedente.
Enquanto que a eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia que extrapolar
o limite inferior da Faixa de Tolerância, sujeitará o Agente Vendedor ao pagamento
de ressarcimento pela energia contratada não entregue.
20.4.
Realizado o processo de apuração quadrienal do saldo na Conta de Energia, a
eventual parcela de energia remanescente do saldo acumulado contida na Faixa de
Tolerância, proveniente de desvios positivos de geração, poderá ser segundo
critério do Agente Vendedor, objeto de:
repasse
para o quadriênio seguinte na condição de crédito de energia;
cessão
para outros agentes de geração que se sagraram vencedores no mesmo Leilão e necessitam
deste mecanismo para mitigar o ressarcimento; ou
pagamento
de Receita Variável por Saldo Acumulado na Conta de Energia.
20.5.
Realizado o processo de apuração quadrienal do saldo na Conta de Energia, a
eventual parcela de energia associada ao saldo acumulado contido na Faixa de
Tolerância, proveniente de desvios negativos de geração, sujeitará o Agente
Vendedor ao pagamento de ressarcimento pela energia contratada não entregue,
considerados os montantes de energia adquiridos por meio do mecanismo de
cessão.
20.6.
Para fins de apuração da conta de energia, considera-se o ano contratual, conforme
compreendido no CER.
21.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período
considerado, será obtida a partir do Desvio Anual de Geração, calculado em
função da diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER e o total
de energia contratada no quadriênio, considerando também a Energia não
fornecida por conta do atraso da entrada em operação comercial das instalações
de transmissão/distribuição, na forma que segue:
Se
o mês do ressarcimento ocorrer no quadriênio seguinte, a partir do segundo quadriênio:
22.
A Faixa de Tolerância, para apuração do saldo acumulado na conta de energia, é
formada em seu limite máximo pela Margem Superior e em seu limite mínimo pela
Margem Inferior.
22.1.
A Margem Superior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que segue:
22.2.
A Margem Inferior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que segue:
23.
Para cada ano contratual do quadriênio, será apurado o montante de energia
entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER, que será composto pelo
desvio de geração anual acrescido do saldo acumulado da conta de energia do ano
contratual anterior. Estabelecido o montante de energia entregue, o mesmo será
comparado com o montante de energia associada à Faixa de Tolerância para
composição do saldo acumulado da Conta de Energia Preliminar.
23.1.
O montante de energia entregue anualmente pelo Agente Vendedor para verificação
da Faixa de Tolerância, é calculado da seguinte forma:
24.
O saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano contratual,
denominado de Saldo da Conta de Energia Preliminar, é estabelecido em função do
maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de energia para verificação da faixa
de tolerância e o montante de energia equivalente à margem superior do contrato,
e (ii) o montante de energia equivalente à margem inferior do contrato,
conforme expressão que segue:
25.
Apurado o Saldo da Conta de Energia Preliminar será estabelecido o Saldo da
Conta residual conforme os seguintes comandos:
25.1.
A partir do primeiro ano contratual de cada quadriênio, o Saldo da Conta de
Energia Preliminar será transferido para o ano subsequente até o último ano do
mesmo quadriênio.
25.2.
Ao final do último ano do quadriênio, sendo verificado Saldo da Conta de
Energia Preliminar positivo, o Agente Vendedor, poderá estabelecer o quanto do saldo
de energia será repassado para a Conta de Energia do quadriênio seguinte,
estabelecendo um Montante de Repasse a ser subtraído do saldo acumulado.
25.3.
Desta forma, o Saldo da Conta de Energia residual será obtido, conforme a seguinte
expressão:
Determinação
da Receita de Venda
26.
A Receita de Venda estabelecida no CER corresponde à remuneração a ser recebida
pelo agente vendedor de Energia de Reserva pelo comprometimento de entrega da
energia elétrica contratada nas condições definidas no contrato, sendo composta
pela Receita Fixa e pela Receita Variável. Estas serão definidas com base no
Preço de Venda, e nos montantes de Energia Contratada e Energia Gerada,
conforme estabelecido no CER.
Reajuste
do Preço de Venda
27.
O Preço de Venda estabelecido será reajustado anualmente pela variação do IPCA do
mês anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, de acordo com
a seguinte equação
Receita
Fixa
28.
A Receita Fixa corresponderá ao pagamento associado à Energia Contratada, sendo
repassada ao Agente Vendedor após iniciado o período de apuração da entrega da
energia contratada definido no CER, em doze parcelas.
28.1.
A Receita Fixa Anual será calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre o montante de Energia Contratada estabelecido para o ano
contratual corrente, conforme a seguinte expressão:
28.2.
A Receita Fixa Mensal apresenta o valor de Receita Fixa Anual dividido em doze
parcelas mensais iguais a serem lançadas ao longo de cada ano contratual fCER,
considerando ajuste em caso de reconciliação da energia, para usina, conforme a
seguinte expressão:
28.3.
O Ajuste da Receita em função da Reconciliação Quadrienal ocorre devido ao fato
que o cálculo da energia reconciliada é realizado somente no segundo mês do quadriênio
ocorrendo descasamento entre a receita paga e a realmente devida. O cálculo do ajuste
é realizado a partir do montante de energia reconciliada com o preço de venda
atualizado sobre a quantidade de meses do ano de apuração correspondente:
Receita
Variável
29.
A Receita Variável corresponderá ao pagamento associado à:
29.1.
Energia Gerada nos meses que antecedem ao início do período de apuração da
entrega da energia contratada definida no CER, quando a usina entrar em
operação comercial antes do início de suprimento, será alocada de forma
compulsória para o contrato.
29.2.
Energia referente à parcela de saldo acumulado da Conta de Energia que extrapolar
o limite superior da Faixa de Tolerância, conforme apuração realizada ao final
de cada ano contratual.
29.3.
Energia referente à parcela do saldo acumulado da Conta de Energia, contida na Faixa
de Tolerância e proveniente de desvios positivos de geração, que não foi objeto
de repasse e/ou cessão, conforme apuração realizada ao final de cada
quadriênio.
29.4.
A Receita Variável, exceto a parcela associada à antecipação, das usinas que
tenham celebrado termos aditivos aos respectivos CERs, alterada como indicado
na linha de comando 29.7, será apurada considerando o Preço de Liquidação das
Diferenças médio do ano contratual anterior.
29.5.
A Receita Variável associada à antecipação do início de suprimento é calculada
mensalmente em função da aplicação do Preço de Venda Atualizado sobre o
montante de geração destinada para atendimento ao CER no período
correspondente, conforme expressão que segue:
29.6.
O Montante de Energia Excedente Anual, ou seja, o saldo acumulado da Conta de Energia
acima do limite superior da Faixa de Tolerância, é obtido pela diferença positiva
entre (i) o montante de energia calculado para verificação da faixa de
tolerância e (ii) o montante de energia correspondente à margem superior da
faixa de tolerância, conforme a seguinte expressão:
29.7.
A Receita Variável Anual por Geração Excedente, ou seja, devido ao saldo acumulado
da Conta de Energia acima do limite superior da Faixa de Tolerância, é obtida
em função da aplicação do valor definido em contrato para parcela variável,
sobre o Montante de Energia Excedente Anual conforme a seguinte expressão:
30.
Para as usinas que tenham celebrado termo aditivo ao CER alterando a forma de cálculo
da Receita Variável, conforme equacionamento a seguir, então:
30.1.
O cálculo do Preço Médio de Liquidação das Diferenças do Ano Contratual,
utilizado para valorar a Receita Variável das usinas que tenham celebrado termo
aditivo ao CER prevendo tal condição, é expresso pela média do Preço de
Liquidação de Diferenças em todos os submercados no ano contratual anterior ao
ano de apuração do CER, dado por:
30.2.
O pagamento da Receita Variável de Excedente será realizado em parcelas mensais
uniformes, consideradas na apuração da Receita de Venda Total do Empreendimento
Comprometido com CER, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
30.3.
O Montante do Saldo Acumulado Quadrienal é calculado a partir da aplicação do
fator de repasse e/ou fator de cessão no Saldo da Conta de Energia, conforme
expressão que segue.
30.4.
Para os meses compreendidos entre o mês da última apuração quadrienal e os 23
meses posteriores, a Receita Variável Quadrienal por Saldo Acumulado na conta
de energia contida na Faixa de Tolerância é calculada na apuração quadrienal a
partir da valoração, conforme o CER, do Montante do Saldo Acumulado Quadrienal.
30.5.
Para usinas que tenham celebrado termo aditivo ao CER alterando, conforme
discriminado no equacionamento a seguir, a forma de cálculo da Receita Variável
por Saldo Acumulado, conforme expressão que segue:
30.6.
Para as demais usinas o cálculo da Receita Variável por Saldo Acumulado é determinado
pela valoração ao preço de venda atualizado, conforme expressão que segue:
30.7.
Para os demais meses não há cálculo da receita variável, conforme equacionamento
a seguir:
30.8.
A Parcela Mensal da Receita Variável por Saldo Acumulado é dividida em 24 meses,
expressão que segue:
31.
A remuneração mensal a ser repassada ao Agente Vendedor comprometido com CER,
na forma de Receita de Venda Total será obtida conforme a seguinte expressão:
Determinação
da Receita Fixa Retida
32.
A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia
contratada no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá direito ao
recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de implantação do
empreendimento de geração comprometido com o CER esteja em operação comercial.
Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data programada,
a Receita Fixa mensal será retida por determinação da ANEEL durante todo o período
em que for mantida tal expectativa. Todavia, quando da entrada em operação comercial
da usina, o lançamento da receita fixa mensal voltará a ser feito.
33.
Será considerada como usina em operação comercial para fins da retenção da
Receita Fixa Mensal, aquela comprometida com o 2º ou 3º LER e que possuir pelo
menos uma unidade geradora em operação comercial em qualquer hora do mês de apuração.
Para as usinas comprometidas com 4º LER em diante, o lançamento da Receita Fixa
Mensal voltará a ser feito na proporção da potência em operação comercial, em relação
à potência total da usina. A liberação dos valores monetários associados à
receita fixa retida ocorrerá no mês em que for apurado o ressarcimento previsto
no CER em função de entrega de energia em montante inferior à energia
contratada, sendo utilizada juntamente com a receita de venda referente ao mês
de apuração, para obter o valor final a ser pago ou recebido do Agente Vendedor
de Energia de Reserva.
34.
Para o empreendimento comprometido com CER, a receita fixa retida é calculada de
acordo com a seguinte expressão:
34.1.
A retenção de Receita Fixa Mensal é cessada quando a usina encontra-se em operação
comercial. No entanto, a partir do 4º LER, a receita deve ser retida na proporção
das suas unidades fora de operação comercial, até que a usina se encontre com
potência em operação comercial igual à sua capacidade total. Assim, a Retenção
Proporcional de Receita é dada conforme a seguinte expressão:
34.2.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina, para
empreendimentos comprometidos com o 4º LER em diante, identifica a proporção de
potência da usina que está fora de operação comercial, em relação à sua
capacidade total, ponderado por todo o mês, expresso por:
34.2.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial de Usinas comprometidas com
Energia de Reserva identifica a proporção de potência da usina que não está em
operação comercial ou atestada pela Aneel como apta, conforme a seguinte
equação:
34.2.1.1.
O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva,
identifica a proporção de potência da usina que está em operação comercial, em relação
à sua capacidade total, expresso por:
35.
A receita retida de cada mês da usina é atualizada do mês da retenção até o IPCA
disponível no mês do ressarcimento, de acordo com variação do IPCA,
considerando o descasamento existente de dois meses entre a divulgação do
Índice e a apuração de energia de reserva de acordo com a seguinte expressão:
36.
A receita retida acumulada considera tanto o valor da receita retida
atualizada, quanto aquela que vai ser objeto de atualização, somente para fins
de montante de apuração de encargo, conforme seguinte equação:
37.
A liberação da retenção da Receita Fixa será realizada no mês de apuração do ressarcimento
previsto no CER, da seguinte forma:
38.
A Receita Parcial do empreendimento comprometido com CER é definida com base na
sua Receita de Venda Total e as Receitas Fixas Retidas, conforme segue:
39.
A parcela positiva da Receita Parcial do empreendimento comprometido com CER é
representada pela Receita de Venda Preliminar, conforme equacionamento a
seguir:
40.
Caso, devido a ajustes, a receita do empreendimento assuma valores negativos,
esta será incorporada no Pagamento Associado ao Vendedor devido a Ajustes Decorrentes
de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas, como demonstrado
abaixo:
Determinação
da Multa de Medição Anemométrica
41.
Os CERs associados as centrais geradoras eólicas contem previsão de obrigações
relativas a dados de medições anemométricas e climatológicas para com a Empresa
de Pesquisa Energética – EPE Em caso de descumprimento da obrigação contratual
será aplicada multa referente à medição anemométrica, calculada da seguinte
forma:
41.1.
A multa anemométrica é aplicada a partir do mês relacionado ao evento que
ocorrer primeiro, sendo eles: (i) entrada em operação comercial, considerando tanto
o suprimento contratual como o período de antecipação, (ii) enquadramento da usina
como apta a entrar em operação comercial, (iii) apuração do primeiro ressarcimento
da usina.
41.2.
O descumprimento informado pela EPE pode estar associado a mais de uma incidência
e ter referência diferente do mês de apuração.
41.3.
Para fins de aplicação desta multa, a contagem de tempo presente nesta metodologia
será baseada no arredondamento para cima do número meses abrangidos, não sendo observado
o número de dias quando inferior ao mês civil de referência.
41.4.
Caso seja informado pela EPE o descumprimento da obrigação referente ao sistema
de medição anemométrica, a Multa Anemométrica será valorada em 1% (um por
cento) da Receita Fixa Mensal para cada mês de referência com descumprimento informado,
acrescido do montante acumulado não pago dos meses passados, conforme a
seguinte equação:
41.5.
A Receita Fixa para Referência do Cálculo da Multa Anemométrica determina o valor
em reais por megawatt hora a ser utilizado para o cálculo da Multa Anemómetrica
a ser debitada da receita da usina, conforme a seguinte expressão:
42.
A Multa por Medição Anemométrica é abatida da Receita de Venda Preliminar, até o
seu limite, não cabendo exposição financeira negativa para empreendimentos
comprometidos com CER, de fonte eólica, como define a expressão:
43.
O valor da Multa de Medição Anemométrica que se apresentou superior à receita a
ser recebida pelo agente será abatida no mês seguinte, compondo assim a Multa
Anemométrica Remanescente:
44.
No segundo mês de apuração, de cada ano contratual, o valor da Multa
Anemométrica Remanescente será atribuído à Multa Anemométrica Remanescente
Anual, para que todo o valor ainda pendente possa ser lançado ao vendedor, como
segue:
45.
O Percentual Acumulado de Multa Anemométrica refere-se ao montante remanescente
da multa anemométrica convertido em percentual da Receita Fixa Mensal:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
46.
Ao longo do período de apuração da entrega da energia comprometida com o CER o
agente vendedor de Energia de Reserva deverá garantir a entrega da energia
contratada mediante geração proveniente da usina comprometida com CER ou por
meio do mecanismo de cessão de energia proveniente de outro agente vendedor
sagrado vencedor do mesmo leilão. A verificação de montante de entrega de
energia em montantes inferiores à energia contratada no período de apuração
sujeitará ao agente vendedor o pagamento de montante financeiro correspondente
ao ressarcimento por insuficiência de geração.
Apuração
Anual
47.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final do
ano contratual for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar
situa-se abaixo da margem inferior da faixa de tolerância, o valor do
ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido pela seguinte
expressão:
47.1.
Tendo em vista que a Receita Total Retida é liberada no momento da apuração do ressarcimento
para abatimento do mesmo, a Apuração Líquida visa calcular o montante resultante
do abatimento do Ressarcimento Anual devido à Geração Inferior ao Limite,
conforme a expressão a seguir:
Apuração
Quadrienal
48.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final de cada
quadriênio for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar está
contido na faixa de tolerância e que foi proveniente de desvios negativos de
geração, o valor do ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido
pelas seguintes expressões:
48.1.
Para empreendimentos vencedores do 5º Leilão de Energia de Reserva em diante a
valoração do ressarcimento quadrienal é realizada com base no preço de venda
atualizado acrescido em 6%:
48.2.
Para os demais empreendimentos diante a valoração do ressarcimento quadrienal é
realizada com base no preço de venda atualizado:
48.3.
Após o abatimento do montante resultante do abatimento do Ressarcimento Anual devido
à Geração Inferior ao Limite, eventual montante positivo ainda é utilizado para
abatimento do Ressarcimento Quadrienal devido ao Saldo Negativo da Conta de
Energia na apuração quadrienal, conforme a expressão a seguir:
Parcelas
Mensais
49.
A cobrança do Ressarcimento anual devido à geração inferior ao limite será realizada
em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração do Valor a ser pago do
empreendimento eólico, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
50.
A cobrança do Ressarcimento quadrienal devido ao saldo negativo da conta de
energia será realizada em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração do
Valor a ser pago ou recebido do empreendimento eólico, durante os 12 meses a
partir do mês de apuração do ressarcimento, conforme as expressões a seguir:
50.1.
Para os meses compreendidos entre o mês da última apuração quadrienal e os 11 meses
posteriores, é calculada a Parcela Mensal do Ressarcimento Quadrienal, conforme
as condicionais descritas abaixo:
50.2.
Para os demais meses não há pagamento do ressarcimento, conforme equacionamento
a seguir:
51.
Caso o montante de Receita Retida seja suficiente para abater os eventuais ressarcimentos
apurados, o valor positivo resultante é apurado e será creditado ao valor a ser
pago ao agente:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
52.
O montante financeiro final a ser pago ou recebido do empreendimento eólico comprometido
com o CER será estabelecido em função (i) da receita de venda total calculada
para o mês de apuração, acrescida da receita retida líquida, (ii) da multa
anemométrica remanescente, (iii) da parcela do ressarcimento devido a geração
inferior, (iii) da parcela do ressarcimento devido a saldo negativo na conta de
energia, conforme expressão que segue:
53.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores refentes
às reapurações de outros meses, logo o valor recebe um motante financeiro
referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
2.2.2.
Dados de Entrada do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Eólica
2.2.3.
Dados de Saída do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Eólica
2.3. Fonte Solar
Objetivo:
Determinar
a Receita de Venda Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de
geração de fonte solar fotovoltaica, consagrados vencedores de Leilão Regulado
para Contratação de Energia de Reserva, produto de fonte solar fotovoltaica.
Contexto:
Determinar
a Receita de Venda Líquida consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE
deverá mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de Energia
de Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 12 relaciona esta etapa
em relação ao módulo completo:
2.3.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Solar
Reajuste
do Preço de Venda
54.
O Preço de Venda estabelecido será reajustado anualmente pela variação do IPCA do
mês anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, de acordo com
a seguinte equação:
Receita
Fixa
55.
A Receita Fixa corresponderá ao pagamento associado à Energia Contratada, sendo
repassada ao Agente Vendedor após iniciado o período de apuração da entrega da
energia contratada definido no CER, em doze parcelas.
55.1.
A Receita Fixa Anual será calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre o montante de Energia Contratada estabelecido para o ano
contratual corrente, conforme a seguinte expressão:
55.2.
A Receita Fixa Mensal apresenta o valor de Receita Fixa Anual dividido em parcelas
mensais iguais a serem lançadas ao longo de cada ano contratual fCER, para
usina, conforme a seguinte expressão:
Receita
Antecipada
56.
A Receita Antecipada corresponderá ao pagamento associado à Energia Gerada nos meses
que antecedem o início de suprimento do período de apuração da entrega da
energia contratada definida no CER, quando a usina entrar em operação comercial
antes do início de suprimento, uma vez que essa geração é destinada de forma
compulsória para o contrato.
56.1.
A Receita Antecipada é a receita associada à antecipação do início de suprimento,
sendo calculada mensalmente em função da aplicação do Preço de Venda Atualizado
sobre o montante de geração destinada para atendimento ao CER no período
correspondente, conforme expressão que segue:
Determinação
da Receita Fixa Retida
57.
A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia
contratada estabelecida no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá
direito ao recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de
implantação do empreendimento de geração comprometido com o CER esteja em
operação comercial. Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial
na data estabelecida no contrato, a Receita Fixa mensal será retida na CONER
durante todo o período em que for mantida tal expectativa. Todavia, quando da
entrada em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal
voltará a ser feito, observando o disposto no contrato.
58.
O lançamento da Receita Fixa Mensal será feito na proporção da potência em
operação comercial, em relação à potência total da usina. Já a liberação dos
valores monetários associados à receita fixa retida ocorrerá no mês da apuração
anual, de modo à obter o valor final a ser pago ou recebido do Agente Vendedor de
Energia de Reserva. Para o empreendimento comprometido com CER, a Receita Fixa
Retida é calculada de acordo com a seguinte expressão:
58.1.
A retenção de Receita Fixa Mensal é cessada quando a usina se encontra
totalmente em operação comercial. Caso contrário, a receita deve ser retida na
proporção das suas unidades fora de operação comercial. Assim, a Retenção
Proporcional de Receita é dada conforme a seguinte expressão:
58.1.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina identifica a
proporção de potência da usina que está fora de operação comercial, em relação
à sua capacidade total, ponderado por todo o mês, expresso por:
58.1.1.1.
O O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva
identifica a proporção de potência da usina que está em operação comercial, em relação
à sua capacidade total, considerando eventual alteração de capacidade, expresso
por:
59.
A receita retida de cada mês da usina é atualizada do mês da retenção até o mês
do ressarcimento, de acordo com variação do IPCA, considerando o descamento existente
de dois meses entre a divulgação do Índice e a apuração de energia de reserva
no período, de acordo com a seguinte expressão:
60.
A receita retida acumulada considera tanto o valor da receita retida atualizada,
quanto aquela que vai se objeto de atualização, somente para fins de montante
de apuração de encargo, conforme seguinte equação:
61.
A liberação da retenção da Receita Fixa será realizada no mês de apuração do ressarcimento
previsto no CER, da seguinte forma:
Apuração
da Conta de Energia
62.
Com objetivo de mitigar incertezas relacionadas à produção de energia proveniente
de fonte solar, foi criada a Conta de Energia, que corresponde ao saldo de
energia anualmente acumulada resultante da soma, a cada 12 meses, da diferença entre
(i) a energia gerada anual pela usina e (ii) a energia contratada no período considerado.
A apuração do saldo de energia na Conta de Energia seguirá os seguintes
comandos:
62.1.
Para fins de apuração da conta de energia, considera-se o ano contratual,
conforme compreendido no CER, que pode ser diferente do ano civil.
62.2.
O saldo acumulado na Conta de Energia será apurado uma vez ao final de cada ano
contratual, e observará uma Faixa de Tolerância em relação ao montante de
energia contratada estabelecido para o período analisado.
62.3.
A Faixa de Tolerância corresponderá a uma margem inferior de 10% (dez por
cento) abaixo do valor da energia contratada referente ao período considerado, e
a uma margem superior de 15% (quinze por cento) acima do valor da energia
contratada aplicável ao mesmo período.
62.4.
A eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano
contratual, que extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância, será
repassada ao Agente Vendedor na forma de Receita Variável por Geração
Excedente, enquanto que a eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia
que extrapolar o limite inferior da Faixa de Tolerância sujeitará o Agente Vendedor
ao pagamento de Ressarcimento pela energia contratada não entregue.
62.5.
A eventual parcela de energia remanescente do saldo acumulado contida na Faixa de
Tolerância, proveniente de desvios positivos de geração, poderá ser segundo
critério do Agente Vendedor, objeto de (i) repasse para o ano contratual
seguinte na condição de crédito de energia; (ii) cessão para outro vendedor no
mesmo Leilão, comprometido com a contratação de Energia de Reserva proveniente
da mesma fonte, com saldo acumulado negativo; ou, (iii) liquidação no âmbito do
contrato.
62.6.
Já a eventual parcela de energia associada ao saldo acumulado contido na Faixa
de Tolerância, proveniente de desvios negativos de geração, pode ser reduzida
adquirindo energia através do mecanismo de cessão. Ainda assim, caso haja saldo
negativo dentro da faixa de tolerância o Agente Vendedor terá que arcar com o pagamento
de ressarcimento pela energia contratada não entregue, valorado ao preço de
venda acrescidos 6% (seis por cento).
63.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período considerado
será obtida a partir do Desvio Anual de Geração, calculado em função da
diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER e o total de energia
contratada do ano, na forma que segue:
64.
A Faixa de Tolerância para apuração do saldo acumulado na conta de energia é
formada em seu limite máximo pela Margem Superior e em seu limite mínimo pela Margem
Inferior.
64.1.
A Margem Superior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que segue:
64.2.
A Margem Inferior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que segue:
65.
Para cada ano contratual será apurado o montante de energia entregue pelo
Agente Vendedor para atendimento ao CER, que será composto pelo desvio de
geração anual acrescido do saldo acumulado da conta de energia do ano
contratual anterior, que foi repassado para o ano de apuração corrente. Estabelecido
o montante de energia entregue, o mesmo será comparado com o montante de
energia associada à Faixa de Tolerância para composição do saldo acumulado da
Conta de Energia Preliminar.
65.1.
O montante de energia entregue anualmente pelo Agente Vendedor para verificação
da Faixa de Tolerância é calculado da seguinte forma:
66.
O saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano contratual,
denominado de Saldo da Conta de Energia Preliminar, é estabelecido em função do
maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de energia para verificação da faixa
de tolerância e o montante de energia equivalente à margem superior do contrato,
e (ii) o montante de energia equivalente à margem inferior do contrato,
conforme expressão que segue:
67.
Apurado o Saldo da Conta de Energia Preliminar será estabelecido o Saldo da
Conta residual conforme os seguintes comandos:
67.1.
Ao final de cada ano contratual, sendo verificado Saldo da Conta de Energia
Preliminar positivo, o Agente Vendedor, poderá estabelecer o quanto do saldo de
energia será repassado para a Conta de Energia do ano contratual seguinte,
estabelecendo um Fator de Repasse a ser aplicado sobre o saldo acumulado.
67.2.
Desta forma, o Saldo da Conta de Energia residual será obtido, conforme a seguinte
expressão:
Receita
Variável
68.
A Receita Variável corresponderá ao pagamento associado à:
68.1.
Energia referente à parcela de saldo acumulado da Conta de Energia que extrapolar
o limite superior da Faixa de Tolerância, conforme apuração realizada ao final
de cada ano contratual.
68.2.
Energia referente à parcela do saldo acumulado da Conta de Energia, contida na Faixa
de Tolerância e proveniente de desvios positivos de geração, que não foi objeto
de repasse e/ou cessão, conforme apuração realizada ao final de cada ano
contratual.
68.3.
O Montante de Energia Excedente Anual, ou seja, o saldo acumulado da Conta de Energia
acima do limite superior da Faixa de Tolerância, é obtido pela diferença positiva
entre (i) o montante de energia calculado para verificação da faixa de
tolerância e (ii) o montante de energia correspondente à margem superior da
faixa de tolerância, conforme a seguinte expressão:
68.4.
A Receita Variável Anual por Geração Excedente, ou seja, devido ao saldo acumulado
da Conta de Energia acima do limite superior da Faixa de Tolerância, é obtida
em função da aplicação do valor definido em contrato para parcela variável,
sobre o Montante de Energia Excedente Anual conforme a seguinte expressão:
68.5.
O pagamento da Receita Variável de Excedente será realizado em parcelas mensais
uniformes, consideradas na apuração da Receita de Venda Total do Empreendimento
Comprometido com CER, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
68.6.
O Montante do Saldo Acumulado Anual é calculado a partir da aplicação do fator de
repasse e/ou fator de cessão no Saldo da Conta de Energia, conforme expressão
que segue.
68.7.
A Receita Variável por Saldo Acumulado é determinada pela valoração ao preço de
venda atualizado, conforme expressão que segue:
68.8.
A Parcela Mensal da Receita Variável por Saldo Acumulado é dividia em 12 (doze)
parcelas mensais uniformes, expressão que segue:
69.
A remuneração mensal a ser repassada ao Agente Vendedor comprometido com CER,
na forma de Receita de Venda Total será obtida conforme a seguinte expressão:
70.
A Receita Parcial do empreendimento
comprometido com CER é definida com base na sua Receita de Venda Total e as Receitas
Fixas Retidas, conforme segue:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
71.
Ao longo do período de apuração da entrega da energia comprometida com o CER o
agente vendedor de Energia de Reserva deverá garantir a entrega da energia
contratada mediante geração proveniente da usina comprometida com CER ou por
meio do mecanismo de cessão de energia proveniente de outro agente vendedor
sagrado vencedor do mesmo leilão, com mesma fonte de energia. A verificação de montante
de entrega de energia em montantes inferiores à energia contratada no período
de apuração sujeitará ao agente vendedor o pagamento de montante financeiro
correspondente ao ressarcimento por insuficiência de geração.
Apuração
Anual
72.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final do
ano contratual for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar
situa-se abaixo da margem inferior da faixa de tolerância, o valor do ressarcimento
devido pelo Agente Vendedor será estabelecido pela seguinte expressão:
73.
No final de cada ano contratual se for verificado que o Saldo da Conta de
Energia Preliminar está contido na faixa de tolerância, proveniente de desvios
negativos de geração, será apurado o valor do ressarcimento devido pelo Agente
Vendedor valorada pelo preço de venda atualizado acrescido em 6%:
73.1.
Tendo em vista que a Receita Total Retida é liberada no momento da apuração do ressarcimento
para abatimento do mesmo, a Apuração Líquida visa calcular o montante resultante
do abatimento do Ressarcimento Anual devido à Geração Inferior ao Limite,
conforme a expressão a seguir:
Se
“m” for o mês de apuração do ressarcimento previsto no CER:
Parcelas
Mensais
74.
A cobrança do Ressarcimento anual devido à geração inferior ao limite será realizada
em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração do Valor a ser pago do
empreendimento solar, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
75.
Caso o montante de Receita Retida seja suficiente para abater os eventuais ressarcimentos
apurados, o valor positivo resultante é apurado e será creditado ao valor a ser
pago ao agente, conforme a expressão a seguir:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
76.
O montante financeiro final a ser pago ou recebido do empreendimento solar
comprometido com o CER será estabelecido em função (i) da receita de venda
total calculada para o mês de apuração, acrescida da receita retida líquida,
(ii) da parcela do ressarcimento devido a geração inferior, (iii) da parcela do
ressarcimento devido a saldo negativo na conta de energia, conforme expressão
que segue:
77.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores refentes
à reapurações de outros meses, logo o valor recebe um motante financeiro referente
à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
2.3.2.
Dados de Entrada do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Solar
2.3.3.
Dados de Saída do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte Solar
2.4.
Fonte PCH e CGH
Objetivo:
Determinar
a Receita Fixa Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de geração às
PCHs e CGHs consagradas vencedoras de Leilões Regulados para Contratação de
Energia de Reserva.
Contexto:
Determina
a Receita de Venda Líquida consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE deverá
mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de Energia de
Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 14 relaciona esta etapa em
relação ao módulo completo:
2.4.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte PCH e CGH Apuração da Conta de
Energia
78.
Com objetivo de mitigar incertezas relacionadas à produção de energia, foi criada
a Conta de Energia, que corresponde ao saldo de energia anualmente acumulado
resultante da soma, a cada 12 meses, da diferença entre (i) a energia gerada
anual pela usina e (ii) a energia contratada no período considerado. A apuração
do saldo de energia na Conta de Energia seguirá os seguintes comandos:
78.1.
O saldo acumulado na Conta de Energia será apurado uma vez ao final de cada ano
contratual e outro ao final de cada quinquênio, e observará uma Faixa de
Tolerância em relação ao montante de energia contratada estabelecido para o
período analisado.
78.2.
A Faixa de Tolerância corresponderá a uma margem inferior de 10% (dez por
cento) abaixo do valor da energia contratada referente ao período considerado,
e a uma margem superior de 10% (dez por cento) acima do valor da energia
contratada aplicável ao mesmo período.
78.3.
A eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano
contratual, que extrapolar o limite superior da Faixa de Tolerância será reembolsada
ao gerador, em doze parcelas mensais uniformes no ano contratual seguinte,
pelos seguintes valores:
(i)
100% do preço do CONTRATO, para os desvios anuais entre dez e trinta por cento
a maior, em relação à obrigação contratual de suprimento anual;
(ii)
90% do preço do CONTRATO, para os desvios anuais acima de trinta por cento a
maior, em relação à obrigação contratual de suprimento anual.
78.4.
A eventual parcela do saldo acumulado na Conta de Energia que extrapolar o limite
inferior da Faixa de Tolerância sujeitará o Agente Vendedor ao pagamento de
ressarcimento pela energia contratada não entregue.
78.5.
Realizado o processo de apuração quinquenal do saldo na Conta de Energia, a eventual
parcela de energia remanescente do saldo acumulado contida na Faixa de Tolerância,
proveniente de desvios positivos de geração, poderá ser segundo critério do Agente
Vendedor, objeto de:
a)
Repasse para o quinquênio seguinte na condição de crédito de energia;
b)
Cessão para outros agentes de geração que se sagraram vencedores no mesmo
Leilão e necessitam deste mecanismo para mitigar o ressarcimento; ou
c)
Pagamento de Receita Variável por Saldo Acumulado na Conta de Energia
78.6.
Realizado o processo de apuração quinquenal do saldo na Conta de Energia, a
eventual parcela de energia associada ao saldo acumulado contido na Faixa de
Tolerância, proveniente de desvios negativos de geração, sujeitará o Agente
Vendedor ao pagamento de ressarcimento, acrescido de 6%, considerados os
montantes de energia adquiridos por meio do mecanismo de cessão.
78.7.
Para fins de apuração da conta de energia, considera-se o ano contratual, conforme
compreendido no CER.
79.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período considerado
será obtida a partir do Desvio Anual de Geração, calculado em função da
diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER e o total de
energia contratada no quinquênio, considerando também a Energia não fornecida por
conta do atraso da entrada em operação comercial das instalações de
transmissão/distribuição, na forma que segue:
80.
A Faixa de Tolerância para apuração do saldo acumulado na conta de energia é
formada em seu limite máximo pela Margem Superior e em seu limite mínimo pela
Margem Inferior.
80.1.
A Margem Superior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que segue:
80.2.
A Margem Superior Ampliada é obtida a partir da expressão que segue:
80.3.
A Margem Inferior da Faixa de Tolerância é obtida a partir da expressão que segue:
81.
Para cada ano contratual do quinquênio será apurado o montante de energia
entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER, que será composto pelo desvio
de geração anual acrescido do saldo acumulado da conta de energia do ano
contratual anterior. Estabelecido o montante de energia entregue, o mesmo será
comparado com o montante de energia associada à Faixa de Tolerância para
composição do saldo acumulado da Conta de Energia Preliminar.
81.1.
O montante de energia entregue anualmente pelo Agente Vendedor para verificação
da Faixa de Tolerância é calculado da seguinte forma:
82.
O saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada ano contratual,
denominado de Saldo da Conta de Energia Preliminar, é estabelecido em função do
maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de energia para verificação da faixa
de tolerância e o montante de energia equivalente à margem superior do contrato,
e (ii) o montante de energia equivalente à margem inferior do contrato,
conforme expressão que segue:
83.
Apurado o Saldo da Conta de Energia Preliminar será estabelecido o Saldo da
Conta residual conforme os seguintes comandos:
83.1.
A partir do primeiro ano contratual de cada quinquênio, o Saldo da Conta de Energia
Preliminar será transferido para o ano subsequente até o último ano do mesmo
quinquênio.
83.2.
Ao final do último ano do quinquênio, sendo verificado Saldo da Conta de
Energia Preliminar positivo, o Agente Vendedor, poderá estabelecer o quanto do
saldo de energia será repassado para a Conta de Energia do quinquênio seguinte,
estabelecendo um Fator de Repasse a ser aplicado sobre o saldo acumulado.
83.3.
Desta forma, o Saldo da Conta de Energia residual será obtido, conforme a seguinte
expressão:
Determinação
da Receita de Venda
84.
A Receita de Venda estabelecida no CER corresponde à remuneração a ser recebida
pelo agente vendedor de Energia de Reserva pelo comprometimento de entrega da
energia elétrica contratada nas condições definidas no contrato, sendo composta
pela Receita Fixa, Receita Variável e pela Receita Antecipada. Estas serão definidas
com base no Preço de Venda, e nos montantes de Energia Contratada e Energia
Gerada, conforme estabelecido no CER.
Reajuste
do Preço de Venda
85.
O Preço de Venda estabelecido será reajustado anualmente pela variação do IPCA do
mês anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, de acordo com
a seguinte equação:
Receita
Fixa
86.
A Receita Fixa corresponderá ao pagamento associado à Energia Contratada, sendo
repassada ao Agente Vendedor após iniciado o período de apuração da entrega da
energia contratada definido no CER, em doze parcelas.
86.1.
A Receita Fixa Anual será calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre o montante de Energia Contratada estabelecido para o ano
contratual corrente, conforme a seguinte expressão:
86.2.
A Receita Fixa Mensal apresenta o valor de Receita Fixa Anual dividido em doze
parcelas mensais iguais a serem lançadas ao longo de cada ano contratual fCER,
para usina, conforme a seguinte expressão:
Receita
Antecipada
87.
Os empreendimentos de geração, comprometidos com o 3º Leilão de Energia de
Reserva e 10º Leilão de Energia de Reserva em diante, que iniciarem sua
operação comercial em data anterior ao início do suprimento, receberão
mensalmente, como Receita de Venda, o montante financeiro correspondente a Receita
Antecipada, até que se inicie o período de suprimento estabelecido no CER.
87.1.
A Receita Antecipada é calculada em função da aplicação do Preço de Venda
Atualizado sobre a energia gerada pela usina no período que antecede ao início
do suprimento, conforme expressão que segue:
Receita
Variável
88.
A Receita Variável corresponderá ao pagamento associado à:
88.1.
Energia referente à parcela de saldo acumulado da Conta de Energia que extrapolar
o limite superior da Faixa de Tolerância, conforme apuração realizada ao final
de cada ano contratual.
88.2.
Energia referente à parcela do saldo acumulado da Conta de Energia, contida na Faixa
de Tolerância e proveniente de desvios positivos de geração, que não foi objeto
de repasse e/ou cessão, conforme apuração realizada ao final de cada
quinquênio.
88.3.
O Montante de Energia Excedente Anual, ou seja, o saldo acumulado da Conta de Energia
acima do limite superior da Faixa de Tolerância, é obtido pela diferença positiva
entre o mínimo (i) do máximo entre o montante de energia calculado para verificação
da faixa de tolerância e (ii) o montante de energia correspondente à margem superior
da faixa de tolerância, conforme a seguinte expressão:
88.4.
A Receita Variável Anual por Geração Excedente, ou seja, devido ao saldo
acumulado da Conta de Energia, é obtida em função da aplicação do valor definido
em contrato para parcela variável, sobre o Montante de Energia Excedente Anual
conforme a seguinte expressão:
88.5.
O pagamento da Receita Variável de Excedente será realizado em parcelas mensais
uniformes, consideradas na apuração da Receita de Venda Total do Empreendimento
Comprometido com CER, durante os 12 meses a partir do mês de apuração do
ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
88.6.
O Montante do Saldo Acumulado Quinquenal é calculado a partir da aplicação do
fator de repasse e/ou fator de cessão no Saldo da Conta de Energia, conforme
expressão que segue.
88.7.
Para os meses compreendidos entre o mês da última apuração quinquenal e os 23
meses posteriores, a Receita Variável Quinquenal por Saldo Acumulado na conta
de energia contida na Faixa de Tolerância é calculada na apuração quinquenal a
partir da valoração, conforme o CER, do Montante do Saldo Acumulado Quinquenal.
88.8.
O cálculo da Receita Variável por Saldo Acumulado é determinado pela valoração
ao preço de venda atualizado, conforme expressão que segue:
88.9.
Para os demais meses não há cálculo da receita variável, conforme equacionamento
a seguir:
88.10.
A Parcela Mensal da Receita Variável por Saldo Acumulado é dividida em 24 meses,
expressão que segue:
89.
A remuneração mensal a ser repassada ao Agente Vendedor comprometido com CER,
na forma de Receita de Venda Total será obtida conforme a seguinte expressão:
Determinação
da Receita Fixa Retida
90.
A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia
contratada no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá direito ao
recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de implantação do
empreendimento de geração comprometido com o CER esteja em operação comercial.
Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data programada,
a Receita Fixa mensal será retida na CONER durante todo o período em que for
mantida tal expectativa. Todavia, quando da entrada em operação comercial da
usina, o lançamento da receita fixa mensal será realizado conforme a
determinação em cada CER:
91.
Será considerada como usina em operação comercial para fins da retenção da
Receita Fixa Mensal, aquela comprometida com o 3º LER e que possuir pelo menos
uma unidade geradora em operação comercial em qualquer hora do mês de apuração.
Para as usinas comprometidas com 10º LER em diante, o lançamento da Receita Fixa
Mensal voltará a ser feito na proporção da potência em operação comercial, em relação
à potência total da usina. A liberação dos valores monetários associados à receita
fixa retida ocorrerá no mês em que for apurado o ressarcimento previsto no CER em
função de entrega de energia em montante inferior à energia contratada, sendo utilizada
juntamente com a receita de venda referente ao mês de apuração, para obter o valor
final a ser pago ou recebido do Agente Vendedor de Energia de Reserva.
91.1.
Para o empreendimento comprometido com o 3° LER que não possui nenhuma unidade
geradora em operação comercial no mês, a Receita Fixa Retida é calculada de
acordo com a seguinte expressão:
92.
Para o empreendimento comprometido com CER, a receita fixa retida é calculada de
acordo com a seguinte expressão:
92.1.
A retenção de Receita Fixa Mensal é cessada quando a usina se encontrar em operação
comercial. No entanto, a partir do 10º LER, a receita deve ser retida na
proporção das suas unidades fora de operação comercial, até que a usina se
encontre com potência em operação comercial igual à sua capacidade total.
Assim, a Retenção Proporcional de Receita é dada conforme a seguinte expressão:
92.2.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina, para
empreendimentos comprometidos com o 10º LER em diante, identifica a proporção
de potência da usina que está fora de operação comercial, em relação à sua
capacidade total, ponderado por todo o mês, expresso por:
92.2.1.1.
O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva,
identifica a proporção de potência da usina que está em operação comercial, em relação
à sua capacidade total, expresso por:
93.
A receita retida de cada mês da usina é atualizada do mês da retenção até o IPCA
disponível no mês do ressarcimento, de acordo com variação do IPCA,
considerando o descasamento existente de dois meses entre a divulgação do
Índice e a apuração de energia de reserva de acordo com a seguinte expressão:
94.
A receita retida acumulada considera tanto o valor da receita retida atualizada,
quanto aquela que vai ser objeto de atualização, somente para fins de montante
de apuração de encargo, conforme seguinte equação:
95.
A liberação da retenção da Receita Fixa será realizada no mês de apuração do ressarcimento
previsto no CER, da seguinte forma:
96.
A Receita Parcial do empreendimento comprometido com CER é definida com base na
sua Receita de Venda Total e as Receitas Fixas Retidas, conforme segue:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
97.
Ao longo do período de apuração da entrega da energia comprometida com o CER o
agente vendedor de Energia de Reserva deverá garantir a entrega da energia contratada
mediante geração proveniente da usina comprometida com CER ou por meio do mecanismo
de cessão de energia proveniente de outro agente vendedor consagrado vencedor do
mesmo leilão. A verificação de montante de entrega de energia em montantes
inferiores à energia contratada no período de apuração sujeitará ao agente
vendedor o pagamento de montante financeiro correspondente ao ressarcimento por
insuficiência de geração.
Apuração
Anual
Para
empreendimentos comprometidos com o 3°LER
97.1.
O montante total de energia não fornecida pelas parcelas de usina comprometidas
com o mesmo CER é obtido a partir da diferença entre (i) a quantidade total de
energia comprometida com CER e (ii) o total de geração destinada para
atendimento ao contrato, descontada a energia que deixou de ser gerada em
função de fatores não gerenciáveis pelos Agentes Vendedores comprometidos com
aquele CER, e a quantidade de energia adquirida por meio do mecanismo de
cessão, conforme expressão que segue:
97.2.
A Quantidade de Energia não Fornecida ao CER, de cada parcela de usina, é
obtida a partir da relação entre a energia contratada pela parcela de usina e o
montante total contratado no CER, aplicada sobre o montante total de energia
não fornecida pelas usinas comprometidas com o mesmo CER, conforme expressão que
segue:
97.2.1.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER, caso a Quantidade de Energia
não Fornecida ao CER ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de Energia
Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida ao CER é
precificado pelo Preço de Venda Médio acrescido de 15%, conforme segue:
97.2.2.
Para os empreendimentos comprometidos com o 3º LER em diante, caso a Quantidade
de Energia não Fornecida ao CER não ultrapasse a marca de 10% da Quantidade de
Energia Comprometida com CER, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida ao
CER é precificado pelo Preço de Venda Médio, conforme segue:
97.3.
Caso o mês de apuração não corresponda ao mês de apuração do ressarcimento associada
a um determinado ano de entrega “fCER”, o Ressarcimento Final pela Energia não Fornecida
ao CER é ZERO, expresso por:
Para
empreendimentos comprometidos com o 10°LER em diante
98.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final do
ano contratual for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar
situa-se abaixo da margem inferior da faixa de tolerância, o valor do
ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido pela seguinte
expressão:
98.1.
Tendo em vista que a Receita Total Retida é liberada no momento da apuração do ressarcimento
para abatimento do mesmo, a Apuração Líquida visa calcular o montante resultante
do abatimento do Ressarcimento Anual devido à Geração Inferior ao Limite,
conforme a expressão a seguir:
Apuração
Quinquenal
99.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final de cada
quinquênio for verificado que o Saldo da Conta de Energia Preliminar está
contido na faixa de tolerância e que foi proveniente de desvios negativos de
geração, o valor do ressarcimento devido pelo Agente Vendedor será estabelecido
pelas seguintes expressões:
99.1.
Para empreendimentos vencedores do 10º Leilão de Energia de Reserva em diante a
valoração do ressarcimento quinquenal é realizada com base no preço de venda
atualizado acrescido em 6%:
99.2.
Após o abatimento do montante resultante do abatimento do Ressarcimento Anual devido
à Geração Inferior ao Limite, eventual montante positivo ainda é utilizado para
abatimento do Ressarcimento Quinquenal devido ao Saldo Negativo da Conta de
Energia na apuração quinquenal, conforme a expressão a seguir:
Parcelas
Mensais
100.
A cobrança do Ressarcimento anual devido à geração inferior ao limite será realizada
em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração do Valor a ser pago do
empreendimento de PCH ou CGH, durante os 12 meses a partir do mês de apuração
do ressarcimento, conforme a expressão a seguir:
101.
A cobrança do Ressarcimento quinquenal devido ao saldo negativo da conta de
energia será realizada em parcelas mensais uniformes, consideradas na apuração
do Valor a ser pago ou recebido do empreendimento PCH ou CGH, durante os 12
meses a partir do mês de apuração do ressarcimento, conforme as expressões a
seguir:
101.1.
Para os meses compreendidos entre o mês da última apuração quinquenal e os 11
meses posteriores, é calculada a Parcela Mensal do Ressarcimento Quinquenal,
conforme as condicionais descritas abaixo:
101.2.
Para os demais meses não há pagamento do ressarcimento, conforme equacionamento
a seguir:
102.
Caso o montante de Receita Retida seja suficiente para abater os eventuais ressarcimentos
apurados, o valor positivo resultante é apurado e será creditado ao valor a ser
pago ao agente:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
103.
Para os empreendimentos vencedores do 10º LER em diante o montante financeiro
final a ser pago ou recebido do empreendimento de PCH ou CGH comprometido com o
CER será estabelecido em função (i) da receita de venda total calculada para o mês
de apuração, acrescida da receita retida líquida, (ii) da parcela do ressarcimento
devido a geração inferior, (iii) da parcela do ressarcimento devido a saldo negativo
na conta de energia e (iv) da parcela devido a Ajuste Decorrente da apuração de
fonte hidráulica, conforme expressão que segue:
104.
Para os empreendimentos vencedores do 3º LER cuja receita líquida será obtida na
forma que segue:
105.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores refentes
à reapurações de outros meses, logo o valor recebe um motante financeiro
referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
2.4.2.
Dados de Entrada do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte PCH e CGH
2.4.3.
Dados de Saída do Detalhamento das Etapas de Apuração para Fonte PCH e CGH
3. Cálculo do Encargo de Energia de Reserva
Objetivo:
Determinar
o valor do Encargo de Energia de Reserva a ser pago pelos Usuários de Energia de
Reserva, nos termos da regulamentação específica.
Contexto:
O
Encargo de Energia de Reserva a ser cobrado de todos os Usuários de Energia de
Reserva é calculado em função (i) do total de receitas fixas líquidas pagas aos
Agentes Vendedores de Energia de Reserva, (ii) do saldo da CONER no montante do
cálculo, (iii) dos valores monetários decorrentes da adoção do mecanismo de
retenção da receita fixa, (iv) do limite regulatório pela gestão do Encargo de Energia
de Reserva e da CONER, bem como pela realização de estudos, incluindo os Custos
Administrativos, Financeiros e Tributários, e (v) do valor correspondente a um
fundo de garantia constituído para suportar eventuais inadimplências no
pagamento deste encargo setorial.
A
Figura 15 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
3.1.
Detalhamento do Cálculo do Encargo de Reserva
3.1.1.
Total Líquido de Pagamentos aos Agentes
106.
O Total Líquido de Pagamentos aos Agentes comprometidos com o CER será determinado
através da consolidação dos montantes financeiros cobrados ou pagos a todas as parcelas
de usina de propriedade do agente, comprometidas com cada um dos produtos em cada
um dos leilões de reserva, e corresponderá ao valor final de recebimento ou pagamento
do agente. O Total Líquido de Pagamentos é obtido de acordo com a seguinte
expressão:
3.1.2.
Fundo de Garantia
107.
O fundo de garantia é constituído a partir da aplicação do fator de composição do
fundo estabelecido pela ANEEL sobre o total de recurso financeiro a ser pago
mensalmente aos Agentes Vendedores de Energia de Reserva para cada produto de
cada leilão de Energia de Reserva. O cálculo do fundo de garantia é obtido de
acordo com a expressão a seguir:
3.1.3.
Encargo de Energia de Reserva
108.
O Encargo de Energia de Reserva será calculado de acordo com a seguinte expressão:
108.1.
O Limite Regulatório pela Gestão do Encargo de Energia de Reserva e da CONER, bem
como pela realização de estudos, incluindo os Custos Administrativos, Financeiros
e Tributários é correspondente à Receita Estimada Anual relacionada aos CERs,
informada pela CCEE para fins de revisão tarifária conforme PRORET específico,
dividida em parcelas iguais e multiplicada por 0,2%, de acordo com a seguinte
expressão:
108.2.
A fim de considerar o saldo que será percebido no momento da Liquidação de Energia
de Reserva, o Saldo Efetivo da CONER considera o resultado financeiro do agente
ACER na Liquidação do Mercado de Curto Prazo que será realizada, com base no
montante apurado na última contabilização do MCP, de acordo com a seguinte expressão:
109.
A Remuneração Mensal da CCEE pela gestão do Encargo de Energia de Reserva e da CONER,
bem como pela realização de estudos, corresponde à diferença entre o Limite
Regulatório pela Gestão do Encargo de Energia de Reserva e da CONER, e os
Custos Administrativos, Financeiros e Tributários incorridos pela CCEE, de
acordo com a seguinte expressão:
110.
O Encargo de Energia de Reserva será rateado entre os agentes com medição de consumo
em função da média histórica de 12 meses do consumo de referência para
pagamento do encargo por razão energética determinado por agente, acrescido de
eventuais ajustes de consumo deliberados pelo Conselho de Administração da
CCEE. O valor do Encargo de Energia de Reserva a ser pago por cada agente será
calculado conforme expressão que segue:
111.
O demonstrativo financeiro da parcela do Encargo de Energia de Reserva em
função da assunção pelos agentes conectados do consumo resultante do atraso de
suspensão de fornecimento corresponde ao consumo apurado em atraso de suspensão
na janela de apuração de doze meses, multiplicado pelo valor unitário do
encargo de energia de reserva, conforme seguinte expressão:
3.1.4.
Reapuração de Energia de Reserva
112.
Para o tratamento da reapuração é calculada a diferença entre processamentos do
Valor Total Apurado de Energia de Reserva. Posteriormente é aplicada
atualização monetária e juros, quando aplicável, conforme segue:
113.
A diferença entre processamentos em virtude de reapuração de Energia de
Reserva, após após a incorporação da atualização monetária, relacionado a agentes
desligados sem sucessão, será absorvido pelo saldo da CONER, podendo
eventualmente gerar pagamento de Encargo de Energia de Reserva, conforme
definido nos comandos a seguir:
3.1.5.
Dados de Entrada do Cálculo do Encargo de Energia de Reserva
3.1.6.
Dados de Saída do Cálculo do Encargo de Energia de Reserva
4.
Anexos
Esta
seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Contratação de Energia
de Reserva”, explicitando seus
objetivos,
comandos, expressões e informações de entrada/saída.
4.1. Anexo I – Cálculo dos Preços Utilizados nos
Ressarcimentos previstos no CER
Objetivo:
Estabelecer
os preços utilizados para valorar os ressarcimentos devidos pelos Agentes Vendedores
de Energia de Reserva.
Contexto:
Em
acordo com cláusula contratual, o Agente Vendedor de Energia de Reserva, em
função da entrega de energia em montantes inferiores aos de energia contratada,
sujeitar-se-á ao pagamento de valor específico correspondente a cada unidade de
energia não fornecida. Para correta aplicação desse ressarcimento, faz-se
necessário obter o preço de referência definido no CER. A Figura 16 relaciona
esta etapa em relação ao módulo completo:
4.1.1.
Detalhamento do Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos
O
processo de cálculo dos preços utilizados nos ressarcimentos previstos no CER é
composto pelos seguintes comandos e expressões:
114.
As usinas termelétricas a biomassa, com modalidade de despacho tipos I sem CVU,
IIB, IIC ou III (CVU nulo), PCHs e CGHs, utilizam para valorar os eventuais
ressarcimentos devidos pelo Agente Vendedor de Energia de Reserva por motivo de
entrega de energia em montante inferior ao contratado estabelecido no CER, os
seguintes preços:
Valor
Unitário da Receita Fixa estabelecida no CER, para os empreendimentos
comprometidos no 1º leilão de Energia de Reserva; e
Preço
de Venda Médio estabelecido no CER, para os empreendimentos A comprometidos do 3º
leilão de Energia de Reserva em diante.
114.1.
Para usinas termelétricas a biomassa, com modalidade de despacho tipos I sem
CVU, IIB, IIC ou III (CVU nulo), comprometidas com CER oriundos do 1º Leilão de
Energia de Reserva, o Valor Unitário da Receita Fixa, expresso em R$/MWh, é
calculado mediante a obtenção da razão entre a Receita Fixa Anual Atualizada do
Empreendimento Comprometido com CER e a Quantidade de Energia Comprometida com CER,
ambos associados ao ano da entrega da energia do ressarcimento, expresso por:
114.2.
Para usinas termelétricas a biomassa, com modalidade de despacho tipos I sem
CVU, IIB, IIC ou III (CVU nulo), PCHs e CGHs, comprometidas com CER oriundos do
3º Leilão de Energia de Reserva em diante, o Preço de Venda Médio estabelecido
no CER, para usinas comprometidas com CERs celebrados do 3º Leilão de Energia
de Reserva em diante, expresso em R$/MWh é obtido pela média ponderada dos
Preços de Venda das usinas comprometidas com o mesmo CER, referente ao ano
contratual da energia não entregue, conforme a seguinte expressão:
4.1.2.
Dados de Entrada do Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos
4.1.3.
Dados de Saída do Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos
4.2.
Anexo II – Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva
Objetivo:
Estabelecer
os montantes de energia e lastro passíveis de cessão, bem como os ajustes
financeiros necessários no âmbito da Contratação de Energia de Reserva.
Contexto:
De
maneira a minimizar os riscos de não cumprimento às obrigações contratuais foi
criado o Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva1, onde empreendimentos a
biomassa comprometidos com CER, dentro do seu período de apuração, passíveis a ressarcimento
contratual podem adquirir energia e energia/lastro de outros vendedores de um mesmo
leilão e localizados em um mesmo submercado, desde que ambos os empreendimentos
envolvidos estejam em operação comercial ou cuja entrada em operação comercial
apresente atraso inferior a 12 meses, contado do início de suprimento do CER.
Usinas
sujeitas à apuração de Penalidade por Insuficiência de Lastro para Venda no
Âmbito da Contratação de Energia de Reserva também podem adquirir energia/lastro
no Mecanismo de Cessão, sujeitas às mesmas restrições.
Os
empreendimentos eólicos também podem realizar cessão, através dos montantes
positivos presentes na Conta de Energia, ao final de cada quadriênio, para
empreendimentos que possuam saldo negativo em sua Conta de Energia nesse mesmo
período, e forem vencedores no mesmo produto e leilão.
No
caso de reapuração de energia de reserva os montantes referentes à cessão não
serão alterados por se tratar de negociações bilaterais, altera-se apenas os demais
montantes atrelados às estregas de energia de reserva.
Para
as usinas vendedoras no 1º PCS/2021, independente da fonte, é vedada a
possibilidade de realizar qualquer tipo de cessão, seja ela de energia ou
lastro.
A
Figura 17 situa a etapa do cálculo deste mecanismo para as usinas termelétricas
a biomassa em relação ao módulo completo:
4.2.1.
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de fonte Biomassa
O
Mecanismo de Cessão, aplicável às usinas termelétricas a biomassa com
Modalidade de Despacho tipos I sem CVU, IIB, IIC ou III (CVU nulo), que negociaram
nos Leilões de Energia de Reserva, que estejam em operação comercial ou cuja entrada
em operação comercial apresente atraso inferior a 12 meses, contado do início de
suprimento do CER, é descrito conforme as seguintes etapas:
115.
As cessões poderão ser realizadas em duas modalidades (i) Energia e (ii) Energia/Lastro,
sendo que esta implica o comprometimento do lastro do cedente em montante igual
ao valor cedido.
116.
As cessões registradas e validadas pelas partes não são passíveis de reprocessamento.
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia
117.
A cessão na modalidade energia somente é permitida a empreendimentos que
geraram montantes superiores à sua garantia física definida em ato regulatório,
levada ao centro de gravidade do sistema.
118.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia Preliminar para fonte biomassa
de cada usina cedente é obtido por meio do menor valor entre a geração da usina
disponível no ACL e a geração total do empreendimento, acumulada no ano corrente
até o mês de apuração, acima da garantia física, no centro de gravidade, como demonstram
as seguintes equações:
119.
A Garantia Física Anual no Centro de Gravidade da usina, para fins de verificação
da geração excedente para cessão de energia é obtida com base na garantia física
definida em ato regulatório, aplicado o respectivo Fator de Disponibilidade,
bem como as perdas internas e as perdas médias da Rede Básica do ano civil
anterior, na sua devida proporção:
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia/Lastro
120.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia/Lastro Preliminar é obtido de
acordo com o total de geração destinada ao Ambiente Comercialização Livre,
limitada à garantia física disponível no ACL, conforme a seguinte equação:
Detalhamento
do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva após as Negociações Bilaterais
121.
O CE_PREp,m e CEL_PREp,m são os limitantes individuais de cada modalidade de
cessão. Adicionalmente, soma dos montantes negociados de cessão de energia e energia/lastro
não pode ser superior à geração disponível no Ambiente de Comercialização Livre
do mês:
122.
As negociações de cessão somente serão efetivadas entre usinas a biomassa, no
mesmo submercado, que venderam no mesmo leilão, ainda que em produtos
diferentes, estando a parte cessionária dentro de seu período de apuração.
Determinação
da transferência do efeito do Mercado de Curto Prazo
123.
As cessões realizadas implicam na necessidade de um ajuste financeiro mensal da
usina cedente à usina cessionária, uma vez que este mecanismo consiste na
transferência de energia, e consequentemente do seu valor financeiro associado
na Liquidação Financeira do MCP, para o ambiente de Contratação de Energia de
Reserva.
124.
O Fator de Modulação da usina cedente é utilizado para que a transferência do
efeito do Mercado de Curto Prazo se dê de forma proporcional ao montante cedido
em cada período de comercialização do mês como demonstra a seguinte equação:
125.
A cessão de energia negociada bilateralmente é realizada em base mensal,
entretanto é necessário realizar diversos ajustes em base horária. Por esse motivo
é utilizado o Fator de Modulação da usina cedente para obtermos o montante de
Cessão de Energia Modulada para fonte biomassa, de acordo com a seguinte
equação:
126.
O mesmo fator é aplicado ao montante de cessão de energia/lastro de forma análoga,
de acordo com a seguinte equação:
127.
O valor referente ao efeito no Mercado de Curto Prazo de cada cessão realizada,
em ambas as modalidades, é obtido de acordo com a seguinte equação:
128.
O valor a ser deduzido da usina cedente, referente às cessões realizadas em ambas
as modalidades, é obtido conforme a seguinte expressão:
128.1.
De modo realizar a correta associação dos valores financeiros aos produtos em
que a usina cedente tem comprometimento em determinado leilão, é apurado para
cada usina cedente o Percentual de Comprometimento dos Produtos de um mesmo Leilão
que representa proporcionalmente a participação de cada produto em relação ao
leilão:
129.
Ao final do período de apuração, quando o mês de apuração do Encargo de Energia
de Reserva corresponder ao mês de apuração do ressarcimento associado a determinado
ano de entrega “fCER”, é realizado um repasse financeiro da CONER para cada agente
cessionário, referente ao montante de cessões adquiridas que ultrapassou o atendimento
do seu compromisso contratual com CER. Montante este que corresponde a quantidade
adquirida através do Mecanismo de Cessão e não utilizado, que ao final do
período de apuração deve ser repassado ao agente cessionário.
130.
O valor a ser recebido pelo cessionário referente aos Efeitos do Mercado de Curto
Prazo do Mecanismo de Cessão em ambas as modalidades, é obtida de acordo com a
seguinte equações:
130.1.
De forma a realizar o repasse ao agente cessionário do valor referente ao montante
de cessão não utilizada por ele no âmbito da Contratação de Energia de Reserva,
é determinado um fator pela relação entre a quantidade de energia comprometida
com o CER não gerada pela usina e o total de cessão adquirida pela usina ao
longo do período de apuração de entrega de energia ao CER, conforme a seguinte
equação:
131.
Os ajustes financeiros são mensalmente alocados de cada usina cedente à CONER,
em virtude das cessões realizadas com as usinas cessionárias para atendimento
ao CER, de acordo com a equação a seguir:
132.
O Montante Financeiro Total Mensal a ser repassado à CONER é a somatória dos ajustes
financeiros de todas as usinas cessionárias do Mecanismo de Cessão que tenham
sua apuração de ressarcimento no mês de apuração do EER, de acordo com a
seguinte equação:
4.2.2.
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de Fonte Eólica
O
Mecanismo de Cessão definido no CER, aplicável às usinas eólicas, que
negociaram nos Leilões de Energia de Reserva é descrito conforme as seguintes
etapas:
133.
Para fonte eólica não é permitida cessão na modalidade Energia/Lastro.
134.
As cessões somente poderão ser realizadas ao final de cada quadriênio, a fim de
abater eventual Ressarcimento Quadrienal devido ao saldo negativo da conta de
energia.
135.
Os cálculos a seguir são realizados somente no último mês do último ano fCER de
cada quadriênio, após a contabilização do Mercado de Curto Prazo.
136.
O montante cedido nesse mecanismo será abatido da quantidade passível de
repasse como saldo para o quadriênio seguinte, através do Montante de Repasse
(MONT_CEp,t,l,fCER), bem como da quantidade a ser liquidada como Receita
Variável Quadrienal por Saldo Acumulado (RVA_Q_SAp,t,l,m). A Energia Contratada
Reconciliada (ECQRp,t,l,q) não é impactada pelas cessões realizadas.
137.
O montante adquirido nesse mecanismo será considerado para mitigar o Ressarcimento
Quadrienal devido ao saldo negativo da conta de energia.
138.
As negociações de cessão somente serão efetivadas entre usinas eólicas que venderam
no mesmo leilão.
139.
Somente serão consideradas as cessões registradas e validadas pelas partes, não
sendo passíveis de reprocessamento.
140.
A cessão de energia nesse mecanismo somente é permitida para empreendimentos que
que possuam saldos positivos em sua Conta de Energia, bem como a aquisição de energia
somente aos empreendimentos com saldos negativos em sua Conta de Energia
verificados ao final de cada quadriênio.
141.
São permitidas cessões entre mais de um empreendimento, sendo considerado o conjunto
das cessões efetivamente realizadas.
Determinação
preliminar do montante para abatimento do ressarcimento em função da restrição
de geração por constrained-off
A
Energia não fornecida em decorrência da restrição deve ser ponderado pelo
percentual de energia comprometimento com leilões, conforme expressão abaixo:
142.
O cálculo da energia não fornecida para usinas comprometidas com CER deve ser agregada
por ano contratual, conforme seguintes equações:
143.
A energia não fornecida deve ser limitada ao montante necessário para cada atendimento
do contrato. Segue equação:
144.
O montante de energia não fornecida para os contratos corresponde ao menor valor,
entre a energia não fornecida devida a restrição de operação indicada pelo ONS,
e a energia para atendimento dos contratos, conforme expressão abaixo:
145.
O montante de energia do ambiente regulado não fornecida corresponde à soma da energia
não fornecida calculada devido as restrições indicadas pelo ONS somada as
restrições calculadas devido ao atraso da entrada em operação comercial das
instalações de transmissão/distribuição. Para que a soma seja realizada
corretamente, é necessário especificar cada tipo de contrato, conforme
expressões abaixo:
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia
146.A
fim de determinar os montantes passíveis de cessão, assim como o montante necessário
de aquisição para mitigação de ressarcimento, é necessário apurar de forma
preliminar a situação da Conta de Energia de cada empreendimento.
147.A
diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período considerado
será obtida a partir do Desvio Anual de Geração para Apuração Quadrienal,
calculado em função da diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER
e o total de energia contratada no quadriênio, considerando também a Energia não
fornecida por conta do atraso da entrada em operação comercial das instalações
de transmissão/distribuição, na forma que segue:
147.1.
O montante de energia entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER é composto
pelo Desvio Anual da Geração para Apuração Quadrienal acrescido do saldo acumulado
da conta de energia do ano contratual. Estabelecido o montante de energia
entregue, o mesmo será comparado com o montante de energia associada à Faixa de
Tolerância para composição do saldo acumulado da Conta de Energia Preliminar:
148.O
saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada quadriênio, é
estabelecido em função do maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de
energia para verificação da faixa de tolerância e o montante de energia
equivalente à margem superior do contrato, e (ii) o montante de energia equivalente
à margem inferior do contrato, conforme expressão que segue:
149.O
Mecanismo de Cessão apresenta algumas limitações para a negociação entre as
partes, a fim de garantir que todas as transações atendam as definições
contratuais.
149.1.
Os empreendimentos eólicos que queiram participar do mecanismo de Cessão como cedentes
devem atender as seguintes condições:
149.2.
Os empreendimentos cedentes devem possuir saldo positivo em sua Conta de Energia
verificado ao final do quadriênio, conforme condição a seguir:
149.4.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia Preliminar para Fonte Eólica
determina a quantidade permitida para negociação como cedente limitando ao
próprio montante verificado de saldo positivo na Conta de Energia ao final do
quadriênio:
149.5.
Os empreendimentos eólicos que queiram participar do mecanismo de Cessão como cessionários
devem atender as seguintes condições:
149.6.
Os empreendimentos cessionários devem possuir saldo negativo em sua Conta de
Energia verificado ao final do quadriênio, conforme condição a seguir:
149.7.
Os empreendimentos cessionários não podem adquirir cessões acima do montante permitido,
conforme a expressão a seguir:
149.8.
A fim de mitigar o Ressarcimento Quadrienal devido ao Saldo Negativo da Conta
de Energia, é permitida a aquisição de cessão somente até o Montante de Energia
Preliminar Passível de ser Adquirida por meio de Cessão, que representa a
necessidade verificada na Conta de Energia ao final do quadriênio.
Detalhamento
do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva após as Negociações Bilaterais
150.
Após o registro das cessões, é possível apurar para os empreendimentos cessionários
o Montante de Energia Adquirida por meio de Cessão, que consiste na soma das cessões
realizadas de todos os cedentes para um mesmo cessionário, a fim de determinar o
valor que será abatido do Ressarcimento Quadrienal devido ao saldo negativo da conta
de energia:
151.
Para os empreendimentos cedentes é necessária a apuração do Montante de Cessão,
que será considerado no cálculo tanto da quantidade passível de repasse como
saldo para o quadriênio seguinte, como da quantidade a ser liquidada como
Receita Variável Quadrienal por Saldo Acumulado. Este fator é obtido
verificando-se a representatividade do montante total cedido pelo empreendimento
frente ao montante disponível para cessão, conforme o equacionamento abaixo:
4.2.3.
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de Fonte Solar Fotovoltaica
O
Mecanismo de Cessão definido no CER, aplicável às usinas solares fotovoltaicas,
que negociaram nos Leilões de Energia de Reserva é descrito conforme as
seguintes etapas:
152.
Para fonte solar não é permitida cessão na modalidade Energia/Lastro.
153.
As cessões somente poderão ser realizadas ao final de cada ano contratual, a
fim de abater eventual Ressarcimento Anual devido ao saldo negativo da conta de
energia.
154.
Os cálculos a seguir são realizados somente no último mês de cada ano, após a
contabilização do Mercado de Curto Prazo.
155.
O montante cedido nesse mecanismo será abatido da quantidade passível de repasse
como saldo para o ano contratual seguinte, através do Montante Repasse Anual
(MONT_RAp,t,l,fCER), bem como da quantidade a ser liquidada como Receita Variável
Anual por Saldo Acumulado (RVA_A_SAp,t,l,m).
156.
O montante adquirido nesse mecanismo será considerado para mitigar o
Ressarcimento Anual devido ao saldo negativo da conta de energia.
157.
As negociações de cessão somente serão efetivadas entre usinas solares que venderam
no mesmo leilão.
158.
Somente serão consideradas as cessões registradas e validadas pelas partes, não
sendo passíveis de reprocessamento.
159.
A cessão de energia nesse mecanismo somente é permitida para empreendimentos que
que possuam saldos positivos em sua Conta de Energia, bem como a aquisição de energia
somente aos empreendimentos com saldos negativos em sua Conta de Energia
verificados ao final de cada ano contratual.
160.
São permitidas cessões entre mais de um empreendimento, sendo considerado o conjunto
das cessões efetivamente realizadas.
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia
161.
A fim de determinar os montantes passíveis de cessão, assim como o montante necessário
de aquisição para mitigação de ressarcimento, é necessário apurar de forma
preliminar a situação da Conta de Energia de cada empreendimento.
162.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período considerado
será obtida a partir do Desvio Anual de Geração para Cessão de Energia Solar,
calculado em função da diferença entre a geração destinada para atendimento ao
CER e o total de energia contratada anualmente, considerando também a Energia
não fornecida por conta do atraso da entrada em operação comercial das
instalações de transmissão/distribuição, na forma que segue:
162.1.
O montante de energia entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER é composto
pelo Desvio Anual da Geração para Cessão de Energia Solar acrescido do saldo
acumulado da conta de energia do ano contratual. Estabelecido o montante de energia
entregue, o mesmo será comparado com o montante de energia associada à Faixa de
Tolerância para composição do saldo acumulado da Conta de Energia Preliminar:
163.
O saldo de energia acumulado preliminar na Conta de Energia ao final de cada ano
contratual, é estabelecido em função do maior valor entre (i) o mínimo entre o montante
de energia para verificação da faixa de tolerância e o montante de energia
equivalente à margem superior do contrato, e (ii) o montante de energia
equivalente à margem inferior do contrato, conforme expressão que segue:
164.
O Mecanismo de Cessão apresenta algumas limitações para a negociação entre as
partes, a fim de garantir que todas as transações atendam as definições
contratuais.
164.1.
Os empreendimentos solares que queiram participar do mecanismo de Cessão como cedentes
devem atender as seguintes condições:
164.2.
Os empreendimentos cedentes devem possuir saldo positivo em sua Conta de Energia
verificado ao final do ano contratual, conforme condição a seguir:
164.3.
Os empreendimentos cedentes devem primeiramente informar o Montante de Repasse
Anual, que será utilizado para determinar o montante permitido para registro
das cessões, conforme a expressão a seguir:
164.4.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia Preliminar para Fonte Solar
determina a quantidade permitida para negociação como cedente limitando ao
próprio montante verificado de saldo positivo na Conta de Energia ao final do
ano contratual:
164.5.
Os empreendimentos solares que queiram participar do mecanismo de Cessão como cessionários
devem atender as seguintes condições:
164.6.
Os empreendimentos cessionários devem possuir saldo negativo em sua Conta de
Energia verificado ao final do ano contratual, conforme condição a seguir:
164.7.
Os empreendimentos cessionários não podem adquirir cessões acima do montante permitido,
conforme a expressão a seguir:
164.8.
A fim de mitigar o Ressarcimento Anual devido ao Saldo Negativo da Conta de
Energia, é permitida a aquisição de cessão somente até o Montante de Energia Preliminar
Passível de ser Adquirida por meio de Cessão, que representa a necessidade
verificada na Conta de Energia ao final de cada ano contratual.
Detalhamento
do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva após as Negociações Bilaterais
165.
Após o registro das cessões, é possível apurar para os empreendimentos cessionários
o Montante de Energia Adquirida por meio de Cessão, que consiste na soma das cessões
realizadas de todos os cedentes para um mesmo cessionário, a fim de determinar
o valor que será abatido do Ressarcimento Anual devido ao saldo negativo da
conta de energia:
166.
Para os empreendimentos cedentes é necessária a apuração do Fator de Cessão Anual,
que será considerado no cálculo tanto da quantidade passível de repasse como
saldo para o ano contratual seguinte, como da quantidade a ser liquidada como
Receita Variável Anual por Saldo Acumulado. Este fator é obtido verificando-se
a representatividade do montante total cedido pelo empreendimento frente ao
montante disponível para cessão, conforme o equacionamento abaixo:
4.2.4.
Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva de Fonte PCH e CGH
O
Mecanismo de Cessão definido no CER, aplicável às usinas PCH e CGH, que negociaram
nos Leilões de Energia de Reserva é descrito conforme as seguintes etapas:
167.
Para fonte PCH e CGH não é permitida cessão na modalidade Energia/Lastro.
168.
As cessões somente poderão ser realizadas ao final de cada quinquênio, a fim de
abater eventual Ressarcimento Quinquenal devido ao saldo negativo da conta de
energia.
169.
Os cálculos a seguir são realizados somente no último mês do último ano fCER de
cada quinquênio, após a contabilização do Mercado de Curto Prazo.
170.
O montante cedido nesse mecanismo será abatido da quantidade passível de
repasse como saldo para o quinquênio seguinte, através do Montante de Cessão
(MONT_CEHp,t,l, fCER), bem como da quantidade a ser liquidada como Receita
Variável Quinquenal por Saldo Acumulado (RVA_QN_SAp,t,l,m).
171.
O montante adquirido nesse mecanismo será considerado para mitigar o
Ressarcimento Quinquenal devido ao saldo negativo da conta de energia.
172.
As negociações de cessão somente serão efetivadas entre usinas PCH e CGH que venderam
no mesmo leilão.
173.
Somente serão consideradas as cessões registradas e validadas pelas partes, não
sendo passíveis de reprocessamento.
174.
A cessão de energia nesse mecanismo somente é permitida para empreendimentos que
que possuam saldos positivos em sua Conta de Energia, bem como a aquisição de energia
somente aos empreendimentos com saldos negativos em sua Conta de Energia
verificados ao final de cada quinquênio.
175.
São permitidas cessões entre mais de um empreendimento, sendo considerado o conjunto
das cessões efetivamente realizadas.
Determinação
do Montante Passível para Cessão de Energia
176.
A fim de determinar os montantes passíveis de cessão, assim como o montante necessário
de aquisição para mitigação de ressarcimento, é necessário apurar de forma
preliminar a situação da Conta de Energia de cada empreendimento.
177.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período considerado
será obtida a partir do Desvio Anual de Geração para Apuração Quinquenal,
calculado em função da diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER
e o total de energia contratada no quinquênio, considerando também a Energia não
fornecida por conta do atraso da entrada em operação comercial das instalações
de transmissão/distribuição, na forma que segue:
177.1.
O montante de energia entregue pelo Agente Vendedor para atendimento ao CER é composto
pelo Desvio Anual da Geração para Apuração Quinquenal acrescido do saldo
acumulado da conta de energia do ano contratual. Estabelecido o montante de energia
entregue, o mesmo será comparado com o montante de energia associada à Faixa de
Tolerância para composição do saldo acumulado da Conta de Energia Preliminar:
178.
O saldo de energia acumulado na Conta de Energia ao final de cada quinquênio, é
estabelecido em função do maior valor entre (i) o mínimo entre o montante de
energia para verificação da faixa de tolerância e o montante de energia
equivalente à margem superior do contrato, e (ii) o montante de energia
equivalente à margem inferior do contrato, conforme expressão que segue:
179.
O Mecanismo de Cessão apresenta algumas limitações para a negociação entre as partes,
a fim de garantir que todas as transações atendam as definições contratuais.
179.1.
Os empreendimentos PCH e CGH que queiram participar do mecanismo de Cessão como
cedentes devem atender as seguintes condições:
179.2.
Os empreendimentos cedentes devem possuir saldo positivo em sua Conta de Energia
verificado ao final do quinquênio, conforme condição a seguir:
179.4.
O Montante Total Passível para Cessão de Energia Preliminar para Fonte PCH e CGH
determina a quantidade permitida para negociação como cedente limitando ao próprio
montante verificado de saldo positivo na Conta de Energia ao final do
quinquênio:
179.5.
Os empreendimentos PCH e CGH que queiram participar do mecanismo de Cessão como
cessionários devem atender as seguintes condições:
179.6.
Os empreendimentos cessionários devem possuir saldo negativo em sua Conta de
Energia verificado ao final do quinquênio, conforme condição a seguir:
179.7.
Os empreendimentos cessionários não podem adquirir cessões acima do montante permitido,
conforme a expressão a seguir:
179.8.
A fim de mitigar o Ressarcimento Quinquenal devido ao Saldo Negativo da Conta de
Energia, é permitida a aquisição de cessão somente até o Montante de Energia
Preliminar Hidráulica Passível de ser adquirida por meio de Cessão, que
representa a necessidade verificada na Conta de Energia ao final do quinquênio.
Detalhamento
do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva após as Negociações Bilaterais
180.
Após o registro das cessões, é possível apurar para os empreendimentos cessionários
o Montante de Energia Adquirida por meio de Cessão, que consiste na soma das cessões
realizadas de todos os cedentes para um mesmo cessionário, a fim de determinar o
valor que será abatido do Ressarcimento Quinquenal devido ao saldo negativo da conta
de energia:
181.
Para os empreendimentos cedentes é necessária a apuração do Montante de Cessão,
que será considerado no cálculo tanto da quantidade passível de repasse como
saldo para o quinquênio seguinte, como da quantidade a ser liquidada como
Receita Variável Quinquenal por Saldo Acumulado. Este fator é obtido
verificando-se a representatividade do montante total cedido pelo empreendimento
frente ao montante disponível para cessão, conforme o equacionamento abaixo:
4.2.5.
Dados de Entrada do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva
4.2.6.
Dados de Saída do Mecanismo de Cessão de Energia de Reserva
4.3.
Anexo III - Apuração do Excedente Referente à Energia de Reserva
Objetivo:
Apurar
os eventuais montantes excedentes na Conta de Energia de Reserva, cuja destinação
será a restituição aos Usuários de Energia de Reserva bem como a estimativa dos
custos a serem pagos em futuras liquidações, para a identificação de excedentes
do resultado do agente ACER na contabilização do MCP.
Contexto:
Os
Encargos de Energia de Reserva são calculados para pagamento das receitas devidas
aos geradores comprometidos com Contratos de Energia de Reserva. Para o cálculo
do encargo, pago pelos consumidores, é abatido do saldo disponível na CONER, o
montante financeiro resultante da valoração da geração no MCP dos agentes
vendedores comprometidos com CERs. Em alguns casos, esse valor pode ser mais do
que suficiente para cobrir todos os custos com as receitas a serem pagas para
as usinas e as outras obrigações, resultando em um encargo nulo, e em acúmulo
de recurso na CONER. Visando minimizar estas sobras financeiras, que seriam
imobilizadas por pelo menos um mês, é identificado na contabilização do MCP se o
resultado do agente ACER pode vir a ser responsável pela formação de excedente na
conta. Para isso, é necessário realizar o cálculo da estimativa de pagamentos
futuros de Encargos de Energia de Reserva, que será comparado com o recurso
obtido da receita do ACER.
Esta
estimativa de excedente, juntamente com eventual excedente financeiro na CONER
após o pagamento de todas as receitas devidas aos agentes vendedores
comprometidos com CERs, são rateadas entre os agentes pagadores do Encargo de Energia
de Reserva e incorporadas aos seus resultados no módulo de “Consolidação de Resultados”
a fim de refletir tal repasse na Liquidação Financeira do MCP.
4.3.1.
Detalhamento de Apuração de Excedente da Liquidação de Energia de Reserva
182.
O Excedente de Saldo na CONER identifica se a CONER possui montante financeiro
mais que suficiente para realizar todos os pagamentos aos agentes vendedores dos
Contratos de Energia de Reserva, o pagamento do limite regulatório pela gestão
do Encargo de Energia de Reserva e da CONER e manter o Fundo Garantidor. Caso o
saldo seja mais que suficiente para as finalidades citadas, o excedente será
destinado como crédito para os agentes pagadores de EER na próxima
contabilização do MCP:
4.3.2.
Detalhamento da Estimativa de Pagamentos Futuros da Liquidação de Energia de
Reserva para restituição no MCP
183.
Para referência na determinação do excedente estimado do agente ACER no MCP, é
realizada uma estimativa dos pagamentos futuros da Liquidação de Energia de
Reserva. Para o seu cálculo são considerados os últimos valores observados na
Liquidação Financeira de Energia de Reserva.
184.
A Estimativa de Pagamentos Futuros da Liquidação de Energia de Reserva
representa uma previsão dos valores necessários para pagamentos referente à
Contratação de Energia de Reserva. Dessa forma, são considerados os últimos valores
de receitas atualizadas dos geradores, e o pagamento do limite regulatório pela
gestão do Encargo de Energia de Reserva e da CONER. Além disso, também são inseridos
ajustes referentes às decisões administrativas e/ou judiciais não definitivas e
que impactam as próximas Liquidações de Energia de Reserva, conforme segue:
4.3.3.
Dados de Entrada do cálculo do Excedente Referente à Energia de Reserva
4.3.4.
Dados de Saída do cálculo do Excedente Referente à Energia de Reserva
4.4. Anexo IV – Apuração da Contratação proveniente
do 1° PCS/2021
Objetivo:
Determinar
a Receita de Venda Líquida a ser paga mensalmente aos empreendimentos de
geração, consagrados vencedores de Leilão Regulado para Contratação de Energia
de Reserva provenientes do 1° PCS/2021 nos produtos por quantidade e
disponibilidade.
Contexto:
Determinar
a Receita de Venda Líquida consiste em apurar o montante financeiro que a CCEE
deverá mensalmente repassar, ou eventualmente cobrar, ao Agente Vendedor de Energia
de Reserva, com base nas disposições do CER. A Figura 12 relaciona esta etapa
em relação ao módulo completo
4.4.1.
Detalhamento das Etapas de Apuração para as Fontes Contratadas na Modalidade Quantidade
Reajuste do Preço de Venda
185.
O Preço de Venda estabelecido será reajustado anualmente pela variação do IPCA do
mês anterior ao mês de reajuste fixado no contrato de cada usina, de acordo com
a seguinte equação:
Se
o mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva “m”, corresponder ao mês de reajuste
do preço de venda da usina definido no contrato:
Receita
Venda
186.
A Receita de Venda a qual a usina tem direito é composta pela parcela fixa
somada a receita variável que passa a ser valorada após a entrega do
compromisso anual de energia, conforme a seguinte expressão:
186.1.
A Receita Fixa Mensal é valorada pelo preço de venda atualizado da energia
comprometida com o CER multiplicado pela geração efetiva do mês, limitada ao atendimento
do compromisso contratual anual, conforme as seguintes expressões:
186.2.
A Geração Efetiva de energia entregue ao CER será o mínimo entre o compromisso contratual
e a somatória da energia entregue ao CER no ano de apuração, conforme as
seguintes expressões:
186.3.
A Energia Contratada das fontes Biomassa ou Solar, em MWh, é determinada pelo
produto entre a quantidade média de energia comprometida com o CER no ano e a
somatória de horas do ano de apuração, conforme a seguinte expressão:
186.4.
A Receita Variável, a qual a usina passa a ter direito após atender o
compromisso contratual anual, é definida pela soma de energia entregue no mês
de apuração com o montante já entregue no ano de apuração e descontada do compromisso
anual, esse montante é então multiplicado pelo PLD mínimo, conforme as seguintes
expressões:
Receita
Antecipada
187.
A Receita Antecipada é a receita associada à antecipação do início de
suprimento, sendo calculada mensalmente em função da aplicação do Preço de
Venda Atualizado sobre o montante de geração destinada para atendimento ao CER
no período correspondente, conforme expressão que segue:
Determinação
da Penalidade por Atraso na Entrada em Operação Comercial
188.
A Penalidade por Atraso na Entrada em operação Comercial da Usina é valorada pelo
produto entre o número de horas em atraso no mês, o preço de venda de energia, o
compromisso de entrega de energia ao CER, e o fator que determina a potência em
atraso, conforme determinado na seguinte equação:
188.1.
O Fator de Atraso em Atraso no CER Mensal, é obtido pela relação entre: (i) o fator
de potência em atraso no CER, das unidades geradoras, que permaneceram atrasadas
ao longo do mês, e (ii) o número de períodos de comercialização do mês,
conforme a seguinte expressão:
188.2.
O Fator de Potência em Atraso da usina no CER é obtido em função da razão entre
o somatório da potência instalada referente às unidades geradoras em atraso, e
a sua capacidade total associada à garantia física, de acordo com a seguinte
equação:
Determinação
do Ressarcimento pela Insuficiência na Entrega de Energia ao CER
189.
A diferença entre a geração anual da usina e a energia contratada no período considerado
será obtida a partir do Desvio Anual de Geração, calculado em função da
diferença entre a geração destinada para atendimento ao CER e o total de
energia contratada do ano, na forma que segue:
190.
Para os empreendimentos de geração comprometidos com CER, em que ao final do ano
contratual for verificado que, o valor do ressarcimento devido pelo Agente
Vendedor será estabelecido pela seguinte expressão:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
191.
O montante financeiro final a ser pago ou recebido do empreendimento comprometido
com o CER será estabelecido em função (i) da receita de venda total calculada
para o mês de apuração, acrescida da receita antecipada, (ii) da penalidade por
atraso na entrada em operação comercial e, (iii) da parcela do ressarcimento devido
a geração inferior, conforme seguintes expressões:
192.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores referentes
às reapurações de outros meses, logo o valor recebe um montante financeiro
referente à esta possível diferença, conforme expressões a seguir:
4.4.2.
Detalhamento da apuração do CER por Disponibilidade
Atualização
da Receita Fixa do CER por Disponibilidade
193.
A Receita Fixa Atualizada do CER é apurada a partir da Receita Fixa negociada
no CER, atualizada pelo IPCA, conforme definido no CER:
194.
A Receita Fixa Unitária do CER é apurada a partir da Receita Fixa Atualizada do
CER pelo montante negociado no leilão, conforme seguinte equação:
195.
A Receita Fixa Demais Custos Atualizada do CER é apurada a partir da Receita Fixa
de Demais Custos constante no CER, atualizada pelo IPCA, conforme definido no
CER:
196.
A Receita Fixa Unitária Demais Custos do CER é apurada a partir da Receita Fixa
Atualizada do CER pelo montante negociado no leilão, conforme seguinte equação:
197.
A Receita Fixa de Combustível Atualizada do CER é apurada a partir da Receita Fixa
de Combustível negociada no CER, atualizada pelo IPCA, conforme definido no
CER:
198.
A Receita Fixa de Combustível Unitária é calculada verificando a Receita Fixa
de Combustível Atualizada e a energia associada à inflexibilidade, conforme
seguinte equação:
199.
Devido o início de suprimento no primeiro ano do PCS e a Sazonalização da
Inflexibilidade, se faz necessário a verificação do compromisso da
inflexibilidade anual considerando a entrada em operação comercial e a receita
equivalente ao novo compromisso contratual, considerando o pagamento de forma
flat.
200.
A Receita Fixa de Combustível Anual Atualizada para o PCS será apurada a partir
da entrada em operação comercial utilizando o novo compromisso anual de
inflexibilidade valorado na Receita Fixa de Combustível do CER retirando a
receita que já foi paga durante o período de suprimento, conforme definido no
CER:
200.1.
O novo compromisso anual de Inflexibilidade Contratual comprometida com o CER é
calculado pela soma da inflexibilidade que já foi entregue no ano contratual e
a previsão de entrega de inflexibilidade, considerando a operação comercial,
conforme a equação:
200.1.1.
A Inflexibilidade Entregue Passada Mensal é obtida através da Inflexibilidade Sazonalizada
proveniente da Empresa de Pesquisa Energética destinada ao Produto multiplicado
pelo número de horas dos meses do início do ano contratual até o mês de apuração,
considerando a operação comercial de cada mês, conforme a equação:
200.1.1.
A Inflexibilidade Futura Mensal é obtida através da Inflexibilidade Sazonalizada
proveniente da Empresa de Pesquisa Energética destinada ao Produto multiplicado
pelo número de horas do mês seguinte ao mês de apuração até o fim do ano
contratual, considerando o último status de operação comercial do mês de
apuração, conforme a equação:
200.2.
A Receita Fixa de Combustível Unitária Ponderada para o PCS é calculada
verificando a Receita Fixa de Combustível Atualizada considerando a entrada em
operação comercial e a energia negociada no leilão considerando o último status
de operação comercial, conforme seguinte equação:
201.
A Receita Fixa Unitária Atualizada para o PCS é apurada a partir da Receita
Fixa de Combustível Ponderada do PCS e a Receita Fixa Demais Custos. Caso
exista restrição de escoamento, a Receita Fixa Demais Custos será reduzida na
proporção da restrição, conforme seguinte equação:
201.1.
A Indisponibilidade por Restrição de Escoamento é calculada pela diferença
entre a capacidade da usina em operação comercial e a disponibilidade
verificada pelo ONS considerando apenas a restrição, conforme a expressão:
201.2.
O fator horário referente a restrição de escoamento será o quanto a energia não
gerada devido à restrição de escoamento representa da capacidade total em
operação comercial da usina, conforme a equação abaixo:
201.3.
O fator mensal referente a restrição de escoamento será a média dos valores horários,
conforme a expressão:
Detalhamento
da Ressarcimento pela Geração abaixo da Obrigação Horária
202.
A Obrigação de Entrega de Entrega no CER é definida a partir da potência da usina
comprometida com o CER, do fator de capacidade máxima, além do Percentual de
Comprometimento Preliminar da Garantia Física, conforme seguinte equação:
203.
A Obrigação de Entrega de Entrega Horária é aplicada apenas para as unidades geradores
que estão em operação comercial, conforme seguinte equação:
204.
A Obrigação de Entrega de Entrega Horária é aplicada nos períodos em que há despacho
na ordem de mérito pelo ONS, considerando eventuais despachos parciais, caso estiver
na ordem mérito, ou a inflexibilidade contratual quando não está despachada por
mérito:
204.1.
O ajuste das usinas parcialmente despachadas pelo ONS na ordem de mérito no mesmo
período de comercialização é dada pela relação do despacho com relação a
potência total da usina. Caso ocorra despacho parcial, esse valor será menor
que 1, reduzindo a entrega do contrato devido ao comando do ONS, conforme seguinte
equação:
204.2.
A Inflexibilidade Contratual Modulada comprometida com CER é realizada pela
razão da Inflexibilidade Sazonalizada constante no CER e a Quantidade de Horas
do mês, resultando em modulação de forma flat, proporcional as usinas em operação
comercial, conforme seguinte equação:
204.2.1.
A Inflexibilidade Sazonalizada proveniente da Empresa de Pesquisa Energética
destinada ao Produto é obtida através da Inflexibilidade Sazonalizada
proveniente da EPE multiplicado pelo número de horas no mês e o Percentual de
Comprometimento Preliminar da Garantia Física:
205.
A Energia Passível de Isenção com relação a obrigação de entrega no CER do ONS
será determinada pela diferença entre a capacidade em operação comercial e a
Disponibilidade Verificada, conforme seguinte expressão:
206.
A Energia Passível de Isenção com relação a obrigação de entrega no CER
Preliminar terá valor quando a insuficiência de geração com relação a obrigação
de entrega não for relacionada a indisponibilidade apurada pelo ONS,
considerando também a isenção por constrained-off, conforme seguinte expressão:
207.
Assim, a Energia Passível de Isenção geração do CER é determinada pela Energia
Passível de Isenção com relação a obrigação de entrega no CER Preliminar e a
indisponibilidade indicado pelo ONS, conforme seguinte expressão:
208.
A Energia relacionada a taxa de indisponibilidade Anual é determinada em MWh
para que seja possível compensar indisponibilidades parcial, considerando as
taxas de indisponibilidade de referência e energia contratada, conforme
seguinte equação:
209.
Por sua vez, o Banco de Indisponibilidade relativo ao CER é atualizado
verificando o banco de horas válido no ano, considerando a energia passível de isenção
no ano, anteriores ao período de comercialização de referência, conforme
seguinte equação:
210.
Por fim, a isenção da obrigação de entrega ocorrerá desde que haja banco de horas
disponível no período de comercialização, conforme seguintes expressões:
211.
A Quantidade de Energia Despachada Não Gerada no CER é determinada nas horas
que há despacho na Ordem de Mérito pelo ONS. O montante é definido pela diferença
entre a Obrigação de Entrega Horária do CER, e a geração que efetivamente foi transferida
para o contrato por disponibilidade, podendo ser abatida por restrição de constrained-off
ou energia disponível no banco de horas relativas a indisponibilidades,
conforme seguinte equação:
212.
O Ressarcimento Devido à Energia não Gerada no CER é valorado com a devolução
da Receita Fixa, incluindo uma penalidade de 15%, considerando a parcela
glosada da receita nos casos de Restrição de Escoamento, relativa ao mesmo mês
de ressarcimento, conforme a seguinte expressão:
Detalhamento
da Ressarcimento pela Geração abaixo da Inflexibilidade
213.
O Ressarcimento pela Geração da usina abaixo da inflexibilidade Contraual é realizado
apenas para usinas que possuem compromisso contruatal de inflexibilidade, e não
é apurada durante o período de antecipação.
214.
A Energia Não Gerada da Inflexibilidade Comprometida com CER é apurada realizada
em todos os períodos de comercialização, independentemente do despacho da ordem
de mérito, conforme seguinte equação:
215.
O Ressarcimento da Energia Não Gerada da Inflexibilidade Comprometida com CER é
referente a inflexibilidade não entregue no mês anterior, necessitando a
devolução da receita fixa parcela combustível. Contudo, uma vez que a Receita Fixa
de Combustível utiliza a inflexibilidade sem considerar as perdas, é necessário
corrigir o valor de referência para garantir a correta devolução da receita,
conforme seguinte equação:
Pagamento
da Receita de Venda do CER por Disponibilidade
216.
A Parcela de Receita Fixa do CER relativa à parcela em Operação Comercial é determinada
com base no fator de potência em operação comercial do mês e a receita fixa
mensal, conforme seguinte equação:
217.
A Parcela de Receita Fixa do CER é determinada pela receita fixa unitária e a energia
contratada, considerando que no período de antecipação há apenas o pagamento da
parcela demais custos, conforme seguinte equação:
217.1.
O Fator de Potência em Operação Comercial Mensal da Usina, identifica a proporção
de potência da usina que está fora de operação comercial, ponderado por todo o mês,
expresso por:
217.1.1.
O Fator de Energia Comercial de usinas comprometidas com Energia de Reserva identifica
a proporção de potência da usina que está em operação comercial, expresso por:
218.
O Débito da Receita Fixa do CER relativa à parcela em Suspensão da operação
comercial é determinada com base no fator de potência em suspensão no mês, 10%
da receita fixa unitária e a energia contratada, conforme seguinte equação:
218.1.
O Fator de Potência Fora de Operação Comercial Mensal da Usina, identifica a proporção
de potência da usina que está supensa de operação comercial, ponderado por todo
o mês, expresso por:
218.1.1.
O Fator de Suspensa de usinas comprometidas com Energia de Reserva identifica a
proporção de potência da usina que está em suspensão, expresso por:
219.
A Receita Variável relativo ao Despacho na Ordem de Mérito é determinada a
partir da geração por ordem de mérito realizada pelo agente, descontada a
inflexibilidade contratual. Caso a usina tenha alguma alteração de
característica técnica, será considerado o menor valor entre a geração por
ordem de mérito e sua obrigação original de entrega:
219.1.
A Obrigação de Entrega Original no CER é calculada a partir da capacidade
instalada, do fator de capacidade máxima, além das perdas internas e o fator de
rateio das perdas de geração, conforme seguinte equação:
220.
A Receita Variável relativo ao Despacho na Ordem de Mértio é consolidada no mês
verificando o resultado no mês anterior, conforme seguinte equação:
Determinação
da Penalidade por Atraso na Entrada em Operação Comercial
221.
A Penalidade por Atraso na Entrada em operação Comercial da Usina é valorada pelo
produto entre o número de horas em atraso no mês, a receita fixa unitária, o
compromisso de entrega de energia ao CER, e o fator que determina a potência em
atraso, conforme determinado na seguinte equação:
221.1.
O Fator de Atraso em Atraso no CER Mensal, é obtido pela relação entre: (i) o fator
de potência em atraso no CER, das unidades geradoras, que permaneceram
atrasadas ao longo do mês, e (ii) o número de períodos de comercialização do
mês, conforme a seguinte expressão:
221.1.
O Fator de Potência em Atraso da usina no CER é obtido em função da razão entre
o somatório da potência instalada referente às unidades geradoras em atraso, e
a sua capacidade total associada à garantia física, de acordo com a seguinte
equação:
Determinação
do Valor Financeiro a Pagar ou Receber do Agente
222.
O montante financeiro final a ser pago ou recebido do empreendimento
comprometido com o CER será estabelecido em função (i) da receita fixa relacionada
a operação comercial, (ii) débito da receita fixa devido a suspensão, (iii) receita
variável em relação a ordem de mérito (iv) ressarcimentos por não entrega de energia,
(v) e penalidade por atraso na entrada em operação comercial, conforme
expressão seguinte expressões:
223.
O valor financeiro a ser pago ou recebido pela usina pode conter valores
referentes às reapurações de outros meses, logo o valor recebe um motante financeiro
referente à esta possível diferença, conforme expressão que segue:
224.
A Receita de Venda, sem descontos, é composta pela parcela fixa somada a
receita variável que passa a ser valorada após a entrega do compromisso anual
de energia, conforme a seguinte expressão:
4.4.3.
Dados de Entrada do Procedimento Competitivo Simplificado
4.4.4.
Dados de Saída do Procedimento Competitivo Simplificado
ANEXO
VII
Submódulo
1.5 – Desligamento da CCEE
Módulo
1 – Agente
1.
INTRODUÇÃO
O
desligamento de agentes da CCEE ocorre de acordo com as hipóteses previstas na
regulamentação vigente, podendo ser compulsório, voluntário ou por
descumprimento de obrigação no âmbito da CCEE.
2.
OBJETIVO
Os
procedimentos deste submódulo aplicam-se ao desligamento de agentes da CCEE,
consoante normas de regência vigentes.
3.
PREMISSAS
Gerais
3.1.
São espécies de desligamento da CCEE:
3.1.1.
Compulsório: quando da extinção de todas as outorgas de concessão, permissão ou
autorização de que seja titular, ou cancelamento de todos os registros de
empreendimentos de geração sob estes modelados na CCEE, bem como pela perda de
requisito essencial para participação no quadro associativo da CCEE, previsto
nas normas regulatórias vigentes.
3.1.2.
Voluntário: mediante informações prestadas no sistema específico, formalização
do Requerimento de Desligamento da CCEE e apresentação dos documentos
necessários.
3.1.3.
Por descumprimento de obrigação no âmbito da CCEE, prevista na Convenção de
Comercialização, nas Regras e Procedimentos de Comercialização, no Estatuto
Social da CCEE e demais normas vigentes, mediante procedimento próprio
conduzido pela CCEE.
3.2.
Quanto à forma, o desligamento da CCEE pode ocorrer:
3.2.1.
Com sucessão: caracterizada pela existência de vínculo técnico, comercial,
regulatório e/ou jurídico entre o agente sucedido e o agente sucessor, conforme
documentação comprobatória a ser analisada pela CCEE.
3.2.1.1.
Nos casos de desligamento compulsório ou de desligamento por descumprimento de
obrigação de matriz e/ou filial(is), deve ocorrer, obrigatoriamente, o
desligamento da matriz e/ou filial(is) remanescente(s), com a incidência dos
mesmos efeitos e procedimentos aplicáveis desde a instauração do referido
processo de desligamento até o seu encerramento.
3.2.2.
Nos casos não abrangidos pela premissa anterior, e exclusivamente para o caso
de desligamento voluntário, o vínculo pode ser caracterizado pela convenção
sucessória financeira entre o agente sucedido e o agente sucessor.
3.2.3.
Sem sucessão: no caso de não ocorrência das premissas anteriores.
3.3.
O início do procedimento de desligamento, assim como sua efetivação, não
suspende, modifica ou extingue as obrigações perante a CCEE, exigíveis ou que
venham a tornar-se exigíveis, inclusive, mas sem limitação, quanto ao pagamento
de contribuição associativa, constituição de Garantias Financeiras, liquidação
financeira relativa à contratação de Energia de Reserva, liquidação financeira
do Mercado de Curto Prazo - MCP, liquidação financeira do Mecanismo de Venda de
Excedentes - MVE, pagamento de eventuais multas, penalidades, encargos e demais
valores devidos no âmbito da CCEE.
3.4.
Para os casos de instauração de procedimento de desligamento compulsório ou por
descumprimento de obrigação, a CCEE deve encaminhar Termo de Notificação - TN
preferencialmente por meio eletrônico, nos termos da regulamentação vigente e
do submódulo 1.4 - Atendimento, para:
3.4.1.
Os proprietários de ativos de geração e/ou unidades consumidoras representados,
que devem manter seus dados atualizados perante a CCEE, informando sobre a
instauração do procedimento de desligamento do agente representante e
esclarecendo os possíveis efeitos decorrentes, dentre os quais a sujeição dos
consumidores representados à suspensão de fornecimento de energia elétrica caso
o agente representante seja desligado, e informar aos representados que eles
podem optar, até o prazo estabelecido na premissa 3.37.2, por:
3.4.1.1.
Efetivar sua adesão à CCEE, se cabível, e concluir a modelagem de seus ativos;
ou
3.4.1.2.
Requerer a transferência da representação de seus ativos.
3.4.2.
Os agentes vinculados, que devem manter seus dados atualizados perante a CCEE,
informando sobre a instauração do procedimento de desligamento do agente líder
do Grupo de Liquidação, constituído nos termos do submódulo 1.1 - Adesão à CCEE
e esclarecendo os possíveis efeitos decorrentes, inclusive informando aos
agentes vinculados que eles devem providenciar, até o prazo estabelecido na
premissa 3.37.3, por:
3.4.2.1.
Abrir nova conta corrente;
3.4.2.2.
Indicar novo líder do Grupo de Liquidação; ou
3.4.2.3.
Incluir-se em conta corrente de outro Grupo de Liquidação.
3.5.
Para que o desligamento do agente da CCEE seja efetivado, é necessário o
atendimento aos seguintes requisitos:
a)
Deliberação pelo CAd, com publicação da decisão no site da CCEE e com
comunicação da decisão aos envolvidos, nos termos das normas de regência vigentes;
b)
Cancelamento ou transferência, conforme o caso, dos registros de contratos
existentes no momento do desligamento;
c)
Ajuste do cadastro do(s) respectivo(s) ativo(s).
3.6.
As decisões para monitoramento de agente, suspensão e/ou encerramento e arquivamento
do procedimento de desligamento podem ser definidas no âmbito da
Superintendência, com publicação da decisão no site da CCEE e com comunicação
da decisão aos envolvidos, nos termos das normas de regência vigentes.
3.7.
O agente pode interpor pedido de impugnação quando não concordar com a decisão
proferida no âmbito da CCEE referente ao seu processo de desligamento, nos
moldes das normas de regência vigentes e do submódulo 1.4 - Atendimento.
3.8.
O agente deve apresentar os documentos e informações referentes ao processo de
desligamento exclusivamente por meio do sistema específico, localizado na área
logada do site da CCEE, de acordo com os formatos de arquivos estabelecidos
pelo próprio sistema, nos prazos determinados nas normas de regência vigentes.
3.8.1.
Os documentos que são gerados de forma eletrônica por meio do sistema
específico da CCEE devem ser preenchidos e assinados pelo(s) representante(s)
legal(is) do agente. São aceitas as seguintes formas de assinatura, nos termos
da legislação vigente: assinatura manual com firma reconhecida; assinatura
digital com certificado ICP-Brasil (devendo ser encaminhado à CCEE o protocolo
de autenticidade da assinatura); ou assinatura eletrônica avançada desde que
aceita pelo agente.
3.8.2.
No caso da assinatura eletrônica avançada de que trata a premissa anterior, a
CCEE é responsável por: a) assegurar, de maneira unívoca, a assinatura ao
signatário; b) utilizar dados para a criação de assinatura cujo signatário
possa, com elevado nível de confiança, operar sob o seu controle exclusivo; e
c) relacionar a assinatura aos dados a ela associados de tal modo que qualquer
modificação posterior possa ser detectável.
3.8.3.
Outros documentos que, para fins do processo de desligamento, demandem
assinatura pelo(s) representante(s) legal(is) do agente, devem ser assinados
manualmente com firma reconhecida ou digitalmente com certificado ICP-Brasil,
conforme legislação vigente, devendo no último caso ser encaminhado à CCEE o
protocolo de autenticidade da assinatura.
3.9.
O agente se compromete e se responsabiliza pela validade e regularidade dos
documentos e dados apresentados à CCEE, incluindo os poderes do(s)
signatário(s) dos documentos, cuja assinatura o(s) vinculará(ão) às obrigações
existentes no âmbito da CCEE.
3.10.
A CCEE está isenta de qualquer responsabilidade sobre informação que tenha sido
cadastrada erroneamente ou não atualizada no sistema específico.
3.11.
Os prazos constantes neste submódulo são contados em dias corridos, salvo
quando expressamente dispostos em dias úteis.
3.12.
Em caso de desligamento com sucessão, o(s) agente(s) sucessor(es) assume(m) os
direitos, ônus e obrigações, inclusive passadas, e as decorrentes de eventuais
recontabilizações ou ajustes financeiros perante a CCEE do agente sucedido.
3.12.1.
Caso o(s) sucessor(es) não seja(m) agente(s) da CCEE, deve(m) efetuar sua
adesão à Câmara, conforme o disposto nos submódulos 1.1 - Adesão à CCEE e 1.2 -
Cadastro de agentes, de modo que esta seja aprovada pela CCEE concomitantemente
ao desligamento.
3.12.2.
Especificamente para o caso de desligamento voluntário com sucessão, deve ser
observado o indicado no sistema específico e na seção própria deste submódulo.
3.13. Os débitos perante o Mercado de Curto Prazo no último mês de operação da
empresa desligada, sem sucessão de seu histórico financeiro, devem ser
apurados, consolidados e rateados entre todos os agentes, proporcionalmente aos
seus votos, sendo os valores rateados lançados em registro escritural especial,
a ser mantido pela CCEE em nome dos agentes credores.
3.13.1.
Os demais valores devidos no âmbito da CCEE, após sua apuração, devem ser
suportados pelo respectivo credor, ressalvados aqueles decorrentes de
recontabilizações e ajustes financeiros, que devem ser tratados conforme o disposto
no submódulo 5.1 - Contabilização e recontabilização.
3.13.2.
Todas as dívidas apuradas pela CCEE em face da empresa desligada devem ser
ressarcidas por meio do perfil específico, da competente medida judicial de
cobrança ou por outros meios aplicáveis, conforme o caso.
Desligamento
compulsório de agente
3.14.
Com a publicação de ato regulatório que trate da revogação, cassação ou
transferência de outorga de concessão, permissão, autorização ou registro de
agentes da CCEE ou, ainda, na ocorrência de perda de requisito essencial à sua
participação no quadro associativo da Câmara, previsto nas normas regulatórias
vigentes, a CCEE deve instaurar o procedimento de desligamento compulsório do
respectivo agente.
3.14.1.
As consequências do desligamento compulsório do agente representante de
proprietários de ativos de geração e/ou unidades consumidoras e do agente líder
do Grupo de Liquidação são aplicáveis aos representados/vinculados nos termos
dispostos na seção “Desligamento de agente por descumprimento de obrigação no
âmbito da CCEE” deste submódulo.
3.15.
O agente ou não agente pertencente à categoria de distribuição pode solicitar,
por meio do sistema específico, a instauração do procedimento de desligamento
compulsório do agente cuja relação contratual tenha sido encerrada e tenha sido
desconectado do sistema elétrico, conforme as hipóteses previstas na
regulamentação vigente. Para tanto, é necessária a apresentação de documentação
comprobatória, que será analisada pela CCEE.
3.16.
Com a instauração do procedimento de desligamento compulsório do agente, seu
acesso ao sistema específico para registro, ajuste e validação de contratos
será imediatamente restrito.
3.17.
Para a efetivação do desligamento compulsório do agente, a CCEE deve, conforme
as premissas da seção “Gerais” deste submódulo, no que for cabível, adequar os
registros de contratos do agente, bem como ajustar o cadastro dos respectivos
ativos, considerando a data da operacionalização do desligamento.
3.18.
No caso de transferência da outorga, a transferência dos ativos, direitos e
obrigações ao(s) sucessor(es) deve ser realizada pela CCEE somente depois de
atendidos todos os prazos e requisitos regulatórios e legais, inclusive, se for
o caso, assinaturas de termos de cessão necessários e adesão à CCEE do(s)
sucessor(es), observando-se os submódulos 1.1 - Adesão à CCEE e 1.2 - Cadastro
de agentes, no que for cabível.
Desligamento
voluntário de agente
3.19.
A solicitação para desligamento da CCEE deve ser realizada, exclusivamente, por
meio do sistema específico.
3.20.
Para solicitar seu desligamento, o agente deve observar as premissas da seção
“Gerais” deste submódulo, no que for cabível, bem como informar os dados
requeridos pelo sistema específico para geração:
3.20.1.
Do boleto do emolumento de desligamento da CCEE, se for o caso, e realizar o
devido recolhimento (as hipóteses de incidência e o valor do emolumento de
desligamento encontram-se disponíveis no site da CCEE).
3.20.2.
Do Requerimento de Desligamento da CCEE, cujos termos encontram-se no anexo
deste submódulo.
3.21.
O Requerimento de Desligamento da CCEE deve ser assinado pelo representante
legal do agente que se pretenda desligar da CCEE e pelo(s) representante(s)
legal(is) da(s) empresa(s) sucessora(s), se for o caso, de acordo as opções de
assinatura disponibilizadas pela Câmara, observada a premissa 3.8 e
subpremissas.
3.21.1.
O representante legal deve ter poderes para representar o agente perante a
Câmara e a inobservância a esse requisito pode fazê-lo incorrer em
responsabilidade civil, criminal e administrativa.
3.22.
A CCEE deve iniciar a análise do procedimento de desligamento somente com a
confirmação do pagamento do respectivo emolumento, prestada pela instituição
financeira, quando o mesmo for devido.
3.22.1.
A data do início do procedimento de desligamento deve ser disponibilizada no
sistema específico. A partir deste momento, o agente deve realizar as demais
atividades requeridas pelo sistema específico relacionadas ao seu processo de
desligamento.
3.22.2.
A desistência do processo por parte do agente ou o cancelamento do processo
pela CCEE devido à restrição regulatória (não enquadramento ao tipo de
desligamento solicitado, prazo expirado, etc), não implica direito ao
ressarcimento do emolumento recolhido.
3.23.
Todas as solicitações serão analisadas e validadas para o mês de referência
“M”, em que o agente desejar a operacionalização do seu desligamento, caso
sejam enviadas sem pendências até M-12du, sob pena de postergação da efetivação
do desligamento.
3.24.
A efetivação do desligamento voluntário do agente está condicionada ao
cumprimento de todas suas obrigações, especialmente as financeiras.
3.24.1.
Em caso de desligamento voluntário de agente representante de proprietários de
ativos de geração e/ou unidades consumidoras, bem como de agente líder do Grupo
de Liquidação, a efetivação do desligamento também está condicionada ao
exercício, por parte dos agentes representados/vinculados, de uma das opções
previstas nas premissas 3.4.1. e 3.4.2.
3.24.2.
Em caso de desligamento voluntário com sucessão:
3.24.2.1.
A CCEE deve realizar a transferência dos contratos somente após a autorização
bilateral das partes.
3.24.2.2.
A ausência de declaração de transferências de históricos pelo agente sucedido
também será considerada pendência para a efetivação do desligamento do
respectivo agente.
3.24.2.3.
Caso o agente que se pretenda sucedido esteja inadimplente no âmbito da CCEE, é
necessário que, em até 2 (dois) dias úteis antes da data da deliberação do CAd
sobre o desligamento com sucessão, o agente sucedido comprove o caucionamento
dos débitos no sistema específico ou o agente sucessor encaminhe o comprovante
do caucionamento dos débitos à CCEE, conforme modelo de encaminhamento
disponível no site da CCEE.
3.25.
Caso seja identificado um descumprimento de obrigação, notadamente as
financeiras, do agente solicitante do desligamento voluntário sem sucessão, o
processo de desligamento voluntário será sobrestado até que o agente regularize
a pendência.
3.26.
O agente da CCEE pode desistir do processo de desligamento a qualquer momento,
por meio do sistema específico, desde que seu desligamento não tenha sido
pautado para deliberação pelo CAd.
3.27.
O processo de desligamento voluntário não concluído dentro de doze meses a
contar do mês de seu início é cancelado no sistema específico, bem como as
solicitações de modelagem relacionadas ao processo. Caso o agente mantenha
interesse em se desligar da Câmara, um novo processo de desligamento deve ser
iniciado, nos termos das premissas deste submódulo.
Desligamento
de agente por descumprimento de obrigação no âmbito da CCEE
3.28.
O cumprimento de obrigação no âmbito da CCEE é considerado tempestivo
exclusivamente quando realizado na data específica em que é devido, observados
os calendários de operações da CCEE (bem como eventuais alterações
extraordinárias, previamente comunicadas aos agentes), quando aplicáveis.
3.29.
O procedimento para desligamento de agente por descumprimento de obrigações no
âmbito da CCEE é instaurado, por iniciativa da CCEE ou provocação de terceiros,
após a constatação do descumprimento de qualquer das obrigações estabelecidas
nas normas e legislação vigentes, previstas nos atos legislativos, nos atos
emanados pela ANEEL, na Convenção de Comercialização, nos Procedimentos de
Comercialização e no Estatuto Social da CCEE.
3.30.
Mediante a constatação de inadimplemento relativo às obrigações previstas na
premissa anterior, a CCEE deve instaurar o procedimento de desligamento por
descumprimento de obrigação e:
3.30.1.
Enviar o TN ao agente inadimplente, preferencialmente por meio eletrônico, nos
termos da regulamentação vigente e do submódulo 1.4 - Atendimento, observada a premissa
3.4, com:
3.30.1.1.
A identificação da obrigação descumprida e o respectivo fundamento normativo;
3.30.1.2.
O aviso de que o agente está sujeito à suspensão de fornecimento de energia
elétrica caso não solucione o inadimplemento na CCEE, nos termos da
regulamentação vigente e da seção específica deste submódulo, sendo que, se o
agente inadimplente for consumidor, a referida suspensão envolve todas as
unidades consumidoras correspondentes.
3.30.2.
Restringir o acesso ao sistema específico para registro, ajuste e validação de
contratos.
3.31.
O agente pode apresentar sua manifestação por meio do sistema específico no
prazo estabelecido pela regulamentação vigente, contado da data de recebimento
do TN, conforme disposto no submódulo 1.4 - Atendimento.
3.32.
Caso o agente regularize sua situação no âmbito da CCEE, no ciclo financeiro
imediatamente subsequente ao início de seu procedimento de desligamento, bem
como não apresente qualquer outro descumprimento de obrigação, deve ser posto
em monitoramento pela CCEE, pelo prazo de seis ciclos de contabilização e
liquidação financeira, nos termos da regulamentação vigente.
3.32.1.
No curso do período de monitoramento do procedimento de desligamento, caso o
agente venha a descumprir qualquer obrigação no âmbito da CCEE, o procedimento
será imediatamente retomado, a partir da etapa em que se encontrava, devendo a
CCEE notificar o agente, conforme previsto neste submódulo.
3.33.
Durante a tramitação do procedimento de desligamento é vedado ao agente: i) a
inclusão de registros de contratos de venda de energia elétrica no sistema
específico, ii) a alteração de registros de contratos já existentes no sistema
que resultem em aumento de sua exposição financeira no âmbito da CCEE, iii) a
inclusão de novos ativos com seus respectivos pontos de medição.
3.33.1.
A vedação descrita na premissa anterior é suspensa quando da regularização da
situação do agente, desde que ele não incorra em novo descumprimento de
obrigação, hipótese na qual tal vedação será novamente imposta, de ofício, pela
CCEE.
3.33.2.
O agente que estiver com restrição de acesso ao sistema específico para
registro, ajuste e validação de contratos pode solicitar a entrada de dados por
contingência, na forma do submódulo 1.4 - Atendimento, a qual será analisada
pela CCEE.
3.34.
O agente que estiver inadimplente nas liquidações financeiras e em processo de
desligamento pode caucionar os valores de seu débito, conforme estabelecido nos
normativos vigentes.
3.34.1.
O caucionamento é considerado válido apenas quando confirmado pelo agente de
liquidação.
3.34.2.
Para fins de caução, são válidos apenas recursos em moeda corrente nacional ou
ativos financeiros aceitos pelo agente de liquidação.
3.34.3.
A caução deve ser efetivada pelo devedor inadimplente e assegurada pelo agente
de liquidação até a liquidação subsequente.
3.34.4.
A caução efetivada pelo devedor após a data de divulgação pela CCEE da
exposição financeira dos agentes corresponderá à totalidade dos débitos
divulgados nessa data.
3.34.5.
A permissão de acesso ao sistema específico somente é realizada com a
confirmação, pelo agente de liquidação, do caucionamento/regularização
correspondente ao valor total devido no âmbito da CCEE.
3.35.
O processo de desligamento por descumprimento de obrigações no âmbito da CCEE
pode não ser instaurado caso o valor total da inadimplência não ultrapasse o
valor mínimo e as condições estabelecidos na regulamentação vigente.
3.36.
A CCEE deve promover o julgamento do procedimento de desligamento no prazo
estabelecido na regulamentação vigente, contado a partir da data do primeiro
descumprimento de obrigação ou, caso o agente esteja em período de
monitoramento pela CCEE, da data do descumprimento de obrigação que tenha
ensejado a retomada do procedimento.
3.36.1.
O CAd pode deliberar pelo desligamento do agente ainda que na data de seu
julgamento exista prazo, a vencer, para defesa de um novo termo de notificação
por descumprimento de obrigação.
3.36.2.
A CCEE deve realizar a publicação/comunicação da deliberação do CAd nos termos
da premissa 3.5, alínea “a”.
3.37.
Em até cinco dias do julgamento do procedimento de desligamento, a CCEE deve
encaminhar o TN, preferencialmente por meio eletrônico, nos termos da
regulamentação vigente e do submódulo 1.4 - Atendimento, para:
3.37.1.
O agente, informando-o acerca da decisão proferida e da possibilidade de
interposição de pedido de impugnação, nos termos da regulamentação vigente.
Caso o agente desligado seja titular de empreendimentos de geração, a
notificação deve adicionalmente informá-lo acerca:
3.37.1.1.
Das obrigações decorrentes das outorgas então vigentes, notadamente quanto ao
cumprimento da programação e do despacho de geração determinado pelo Operador
Nacional do Sistema Elétrico - ONS, bem como que seu descumprimento pode
ensejar a imposição de penalidade administrativa e a efetivação de intervenção;
e
3.37.1.2.
Da criação de perfil específico ao qual permaneçam vinculados os
empreendimentos de geração anteriormente modelados sob o perfil do agente
gerador desligado, para fins de contabilização da energia eventualmente gerada,
nos termos deste submódulo e da regulamentação vigente.
3.37.2.
Os proprietários de ativos de geração e/ou unidades consumidoras representados,
informando-lhes acerca da decisão proferida e concedendo-lhes o prazo de cinco
dias para exercerem uma das opções da premissa 3.4.1.
3.37.2.1.
Caso os proprietários de ativos de geração e/ou unidades consumidoras
representados que tiveram seu agente representante desligado da CCEE não
realizem qualquer das opções previstas na premissa 3.4.1 no prazo estabelecido
na premissa anterior, estarão sujeitos aos mesmos efeitos e procedimentos
aplicáveis ao agente desligado, estabelecidos nas premissas 3.38.1 e 3.38.2.
3.37.3.
Os agentes vinculados ao Grupo de Liquidação, informando-lhes acerca da decisão
proferida e concedendo-lhes o prazo até a data da liquidação financeira
subsequente à deliberação do CAd que determinou o desligamento do agente líder
do Grupo de Liquidação, para exercerem uma das opções da premissa 3.4.2.
3.37.3.1.
Caso os agentes vinculados ao Grupo de Liquidação que tiveram seu agente líder
desligado da CCEE não realizem qualquer das opções previstas na premissa 3.4.2
no prazo estabelecido na premissa anterior, estarão sujeitos à instauração de
procedimento de desligamento compulsório.
3.38.
Concomitantemente ao disposto na premissa anterior, a CCEE deve:
3.38.1.
Em caso de consumidor, proceder à notificação do agente conectado
(distribuidora agente ou não agente da CCEE ou, ainda, transmissora) e, quando
pertinente, do ONS, para a operacionalização da suspensão do fornecimento a
todas as unidades consumidoras correspondentes, nos termos da regulamentação
vigente e da seção específica deste submódulo, sendo que tal notificação deve
conter as seguintes informações:
a)
A especificação de todas as unidades consumidoras de titularidade do agente
inadimplente, que devem ter seu fornecimento suspenso;
b)
Que a suspensão se funda em disposição legal que admite a interrupção do
serviço ao usuário inadimplente, a bem da coletividade de agentes da CCEE; e
c)
Que a efetivação da suspensão do fornecimento por inadimplemento deve observar
demais normas de regência.
3.38.2.
Em caso de gerador, nos termos da regulamentação vigente: i) proceder à
notificação do ONS, a fim de que sejam monitorados os empreendimentos de
geração de titularidade do agente desligado e de seus representados, quando
programados ou despachados centralizadamente; ii) providenciar o tratamento
específico para a energia gerada; e iii) encaminhar à ANEEL os autos do
processo de desligamento, para os expedientes administrativos cabíveis,
incluindo eventual cassação de outorga.
3.38.3.
Em caso de comercializador, nos termos da regulamentação vigente, encaminhar à
ANEEL os autos do processo de desligamento, para os expedientes administrativos
cabíveis, incluindo eventual cassação de outorga.
3.39.
No caso de desligamento de agente representante de que trata a premissa 3.4.1,
a CCEE deve proceder à notificação do agente conectado e, quando pertinente, do
ONS, na data de término do prazo para a opção de que trata a premissa 3.37.2,
para a operacionalização da suspensão do fornecimento a todas as unidades
consumidoras dos consumidores representados correspondentes, nos termos da
regulamentação vigente.
3.40.
Para a efetivação do desligamento de agente, a CCEE deve, conforme as premissas
da seção “Gerais” deste submódulo, no que for cabível, adequar os registros de
contratos do agente, bem como ajustar o cadastro dos respectivos ativos,
considerando a data da operacionalização do desligamento.
Suspensão
de fornecimento de energia elétrica
3.41.
Realizada a solicitação de suspensão de fornecimento, nos termos da premissa
3.38.1, o agente conectado deve proceder à suspensão do fornecimento de todas
as unidades consumidoras no prazo mínimo de cinco dias e máximo de dez dias do
recebimento da notificação, bem como informar à CCEE em até quarenta e oito
horas de sua execução, indicando a data efetiva em que foi realizada a
suspensão de fornecimento.
3.41.1.
Caso a suspensão de fornecimento não seja efetivada no prazo estabelecido, deve
ser apresentada a justificativa à CCEE.
3.41.2.
Em caso de ultrapassagem do prazo máximo para suspensão do fornecimento,
decorrente de responsabilidade exclusiva do agente conectado:
Submódulo
1.5 – Desligamento da CCEE
a)
Distribuidora agente da CCEE, os débitos referentes ao consumo da unidade
consumidora serão alocados para responsabilidade da distribuidora a partir do
primeiro dia subsequente ao prazo máximo estabelecido para suspensão do
fornecimento, nos termos das Regras de Comercialização.
b)
Distribuidora não agente da CCEE, os débitos referentes ao consumo da unidade
consumidora serão alocados para responsabilidade da distribuidora supridora a
partir do primeiro dia subsequente ao prazo máximo estabelecido para suspensão
do fornecimento, nos termos das Regras de Comercialização. Nesse caso, os
valores arcados pela distribuidora supridora serão divulgados pela CCEE para
cobrança bilateral, podendo configurar inadimplência setorial.
c)
Transmissora, os débitos referentes ao consumo da unidade consumidora, a partir
do primeiro dia subsequente ao prazo máximo estabelecido para suspensão do
fornecimento, serão calculados nos termos das Regras de Comercialização e
cobrados pela CCEE à transmissora. Nesse caso, a transmissora deve efetuar o
pagamento diretamente à CCEE em até 15 dias da data da notificação de cobrança
realizada pela CCEE, podendo configurar inadimplência setorial.
3.41.3.
Caso a suspensão de fornecimento seja efetivada após o prazo máximo
estabelecido, é necessário que o agente conectado informe à CCEE para que seja
dado o tratamento adequado em relação à alocação dos débitos da unidade
consumidora.
3.42.
A CCEE pode cancelar a solicitação de suspensão de fornecimento ao agente
conectado e, quando pertinente, ao ONS, preferencialmente por meio eletrônico,
até o quarto dia do envio da notificação em que requereu a suspensão, desde que
a efetivação da suspensão de fornecimento ainda não tenha sido informada à
CCEE.
3.42.1.
Em caso de execução da suspensão, a CCEE pode solicitar o restabelecimento do
fornecimento ao agente conectado e, quando pertinente, ao ONS, desde que ainda
não se tenha operado os efeitos do desligamento do agente.
3.43.
Em caso de suspensão de fornecimento, a unidade consumidora pode retornar ao
ACL desde que realize:
3.43.1.
A quitação de suas pendências junto à CCEE, inclusive, quando aplicável, de sua
matriz e/ou filial(is);
3.43.2.
Nova adesão à CCEE, nos termos dos submódulos 1.1 – Adesão à CCEE e 1.2 –
Cadastro de agentes.
Desligamento
de agentes de distribuição de energia elétrica
3.44.
O desligamento de agente de distribuição de energia elétrica inadimplente
opera-se de pleno direito somente quando da modelagem por novo agente outorgado
sob o perfil correspondente.
Perfil
específico para agentes de geração desligados
3.45.
O perfil específico para vinculação de empreendimentos de geração anteriormente
modelados sob perfil de gerador desligado da CCEE deve observar o disposto nos
normativos vigentes, além de atender às premissas da presente seção deste
submódulo.
3.46.
O perfil específico e a geração sob este alocada não são computados para fins
de determinação de votos no âmbito da CCEE.
3.47.
As dívidas que ensejaram o desligamento do agente devem ser atualizadas
monetariamente, utilizando os índices aplicáveis a cada obrigação de pagamento,
conforme regulação vigente, e devem ser aplicados juros de mora de 1% ao mês
sobre a parcela inadimplida, calculados pro rata die.
3.48.
O resultado da contabilização do perfil específico, abatidos os custos
variáveis incorridos exclusivamente no cumprimento à programação ou ao despacho
determinado pelo ONS, é destinado à amortização dos débitos da empresa
desligada.
3.48.1.
Caso não tenha sido ajuizada a ação para a cobrança dos valores ou o juízo
indefira os depósitos judiciais dos montantes, os valores arrecadados pela
CCEE, por meio do perfil específico, devem ser repassados diretamente aos agentes
credores e compensados da dívida do agente desligado.
3.49.
O gerador deve manter o Sistema de Medição para Faturamento - SMF operando de
forma que não seja interrompida a coleta de dados de medição.
3.49.1.
Caso haja ausência de dados, deve ser atribuído valor zero para todos os dados
faltantes, tanto para consumo quanto para geração, não se aplicando o disposto
no submódulo 2.1 - Coleta e ajuste de dados de medição com relação à estimativa
de dados.
3.50.
A CCEE deve apurar eventual débito da empresa desligada ao qual estaria sujeita
a pagar, no caso de perda de ação judicial ou procedimento arbitral do qual a
empresa desligada seja parte, informando os valores aos possíveis credores por
meio de relatório específico e ao juízo competente.
3.51.
A CCEE pode determinar ao agente de distribuição e, quando pertinente, ao ONS,
a desconexão do sistema elétrico de unidade geradora modelada sob o perfil
específico do agente desligado nas seguintes hipóteses:
3.51.1.
Após a quitação de todos os seus débitos no âmbito da CCEE, sendo que eventual
saldo remanescente da empresa desligada deve ser devolvido à empresa;
3.51.2.
Caso seja constatado o aumento de débitos no âmbito da CCEE.
3.52.
Na ocorrência das hipóteses previstas na premissa anterior, a CCEE deve comunicar
à ANEEL para as providências cabíveis.
3.53.
Após a resposta do agente de distribuição ou do ONS sobre a desconexão do
sistema elétrico de unidade geradora modelada sob o perfil específico do agente
desligado, a CCEE deve desativar o(s) ativo(s) modelado(s) sob o referido
perfil, desativar o(s) ponto(s) de medição e encerrar o perfil específico do
agente desligado.
4.
LISTA DE DOCUMENTOS
5.
FLUXO DE ATIVIDADES
6.
DESCRIÇÃO DE ATIVIDADES
7.
ANEXOS
7.1
- Requerimento de Desligamento da CCEE Sem Sucessão
<Nome
empresarial do agente da CCEE a ser desligado>, inscrita no CNPJ/MF sob n°:
<CNPJ>, com endereço em: <Endereço completo>, agente da CCEE, neste
ato devidamente representada na forma de seu ato constitutivo, doravante
denominada REQUERENTE, vem, por meio deste, solicitar formalmente seu
Desligamento da CCEE, nos termos das informações prestadas no sistema específico.
A
REQUERENTE declara, ainda, para efeitos da presente solicitação de
desligamento, o que segue:
1.
Tem plena ciência das disposições constantes da Convenção de Comercialização de
Energia Elétrica e dos demais documentos jurídicos aplicáveis, notadamente o
submódulo 1.5 dos Procedimentos de Comercialização – Desligamento da CCEE;
2.
Tem ciência de sua responsabilidade sobre dados e informações apresentados nos
sistemas da CCEE, presumindo-se verdadeiros e válidos;
3.
Tem ciência de que somente pode ser definitivamente desligado caso mantenha-se
em situação regular no âmbito da CCEE, ou seja, realize todos os pagamentos dos
eventos financeiros dos quais ainda venha a participar na CCEE.
<Local>,
<Data> de <Mês> de <Ano>
_________________________________________
<Nome
empresarial do agente>
<Nome
do signatário>
<Cargo>
O(s)
representante(s) legal(is) das empresas deve(m) ser indicado(s) nos sistemas da
CCEE sob sua inteira responsabilidade, sem limitação de quantidade.
Este
documento é gerado automaticamente pelo sistema da CCEE, devendo ser assinado
conforme as opções de assinaturas previstas neste submódulo, nos termos da
legislação vigente.
7.2
- Requerimento de Desligamento da CCEE Com Sucessão Completa
<Nome
empresarial do agente da CCEE a ser desligado>, inscrita no CNPJ/MF sob n°:
<CNPJ>, com endereço em: <Endereço completo>, agente da CCEE, neste
ato devidamente representada na forma de seu ato constitutivo, doravante
denominada REQUERENTE, vem, por meio deste, solicitar formalmente seu Desligamento
da CCEE, nos termos das informações prestadas no sistema específico.
A
REQUERENTE declara, ainda, para efeitos da presente solicitação de
desligamento, o que segue:
1.
Tem plena ciência das disposições constantes da Convenção de Comercialização de
Energia Elétrica e dos demais documentos jurídicos aplicáveis, notadamente o
submódulo 1.5 dos Procedimentos de Comercialização – Desligamento da CCEE;
2.
Tem ciência de sua responsabilidade sobre dados e informações apresentados nos
sistemas da CCEE, presumindo-se verdadeiros e válidos;
3.
Tem ciência de que somente pode ser definitivamente desligado caso mantenha-se
em situação regular no âmbito da CCEE, ou seja, realize todos os pagamentos dos
eventos financeiros dos quais ainda venha a participar na CCEE;
4.
Dada a existência de vínculo técnico, comercial, regulatório e/ou jurídico
entre o REQUERENTE e o(s) agente(s) sucessor(es), a(s) empresa(s) <Nome(s)
empresarial(is) e CNPJ(s) do(s) agente(s) sucessor(es)> assume(m)
integralmente perante a CCEE, a partir desta data, toda e qualquer
responsabilidade pelos direitos e obrigações, inclusive pretéritas, e as
decorrentes de eventuais recontabilizações e ajustes financeiros, da
REQUERENTE.
<Local>,
<Data> de <Mês> de <Ano>
____________________________________
<Nome
empresarial da empresa desligada/ sucedida>
<Nome
do(s) Representante(s) Legal(is) da empresa desligada/sucedida>
____________________________________
<Nome(s)
empresarial(is) da(s) empresa(s) sucessora(s)>
<Nome
do(s) Representante(s) Legal(is) da empresa sucessora>
O(s)
representante(s) legal(is) das empresas deve(m) ser indicado(s) nos sistemas da
CCEE sob sua inteira responsabilidade, sem limitação de quantidade.
Este
documento é gerado automaticamente pelo sistema da CCEE, devendo ser assinado
conforme as opções de assinaturas previstas neste submódulo, nos termos da
legislação vigente.
7.3
– Requerimento de Desligamento da CCEE por Convenção Sucessória Financeira
<Nome
empresarial do agente da CCEE a ser desligado>, inscrita no CNPJ/MF sob n°:
<CNPJ>, com endereço em: <Endereço completo>, agente da CCEE, neste
ato devidamente representada na forma de seu ato constitutivo, doravante
denominada REQUERENTE, vem, por meio deste, solicitar formalmente seu
Desligamento da CCEE, nos termos das informações prestadas no sistema
específico.
A
REQUERENTE declara, ainda, para efeitos da presente solicitação de
desligamento, o que segue:
1.
Tem plena ciência das disposições constantes da Convenção de Comercialização de
Energia Elétrica e dos demais documentos jurídicos aplicáveis, notadamente o
submódulo 1.5 dos Procedimentos de Comercialização – Desligamento da CCEE;
2.
Tem ciência de sua responsabilidade sobre dados e informações apresentados nos
sistemas da CCEE, presumindo-se verdadeiros e válidos;
3.
Tem ciência de que somente pode ser definitivamente desligado caso mantenha-se
em situação regular no âmbito da CCEE, ou seja, realize todos os pagamentos dos
eventos financeiros dos quais ainda venha a participar na CCEE;
4.
Dada a ocorrência de Convenção Sucessória Financeira entre o REQUERENTE e o(s)
agente(s) sucessor(es), a(s) empresa(s) <Nome(s) empresarial(is) e CNPJ(s)
do(s) agente(s) sucessor(es) que receberá(ão) o histórico financeiro>
assume(m) integralmente perante a CCEE, a partir desta data, toda e qualquer
responsabilidade pelos direitos e obrigações financeiras, inclusive pretéritas,
e as decorrentes de eventuais recontabilizações e ajustes financeiros, da
REQUERENTE.
<Local>,
<Data> de <Mês> de <Ano>
____________________________________
<Nome
empresarial da empresa desligada/ sucedida>
<Nome
do(s) Representante(s) Legal(is) da empresa desligada/sucedida>
____________________________________
<Nome(s)
empresarial(is) da(s) empresa(s) sucessora(s)>
<Nome
do(s) Representante(s) Legal(is) da empresa sucessora>
O(s)
representante(s) legal(is) das empresas deve(m) ser indicado(s) nos sistemas da
CCEE sob sua inteira responsabilidade, sem limitação de quantidade.
Este
documento é gerado automaticamente pelo sistema da CCEE, devendo ser assinado
conforme as opções de assinaturas previstas neste submódulo, nos termos da
legislação vigente.
ANEXO
VIII
Módulo
1 – Agentes
Submódulo
1.6 – Comercialização Varejista
1.
INTRODUÇÃO
A
comercialização varejista caracteriza-se pelas relações comerciais entre o
varejista (agente representante) e as pessoas físicas ou jurídicas elegíveis à
representação (representados), dando se pela adesão ao Contrato para
Comercialização Varejista e pela celebração de outras avenças de livre pactuação.
Adicionalmente, os agentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -
CCEE proponentes a atuar como varejistas devem pertencer à categoria de geração
ou à classe dos comercializadores.
2.
OBJETIVO
Estabelecer
os procedimentos relativos à habilitação e atuação do varejista e seus
representados, de acordo com os critérios apresentados na regulamentação
vigente. Este submódulo não se aplica aos consumidores aos quais a
regulamentação vigente exija a representação por agente varejista a partir da
vigência do submódulo 1.8 – Comercialização varejista – modelo simplificado.
3.
PREMISSAS
Condições
gerais para a habilitação do varejista
3.1
Podem atuar como varejista (habilitação inicial e manutenção) os
comercializadores e geradores que atenderem, concomitantemente, aos requisitos
previstos na regulamentação vigente, aos submódulos 1.1 - Adesão à CCEE e 1.2 -
Cadastro de agentes, quando aplicável, e aos seguintes requisitos:
3.1.1
O objeto social da pessoa jurídica deve apresentar designação específica para
exercer tal atividade: a comprovação da designação específica para exercer a
comercialização varejista, no objeto social, pode ser realizada por meio do
pedido na Junta Comercial competente e, havendo recusa para alteração do objeto
social pela Junta Comercial, tal fato deve ser comunicado à ANEEL;
3.1.2
Limite operacional não inferior a R$ 1.000.000,00 (um milhão de reais),
atualizado conforme a premissa 3.2;
3.1.3
Patrimônio líquido mínimo de:
3.1.3.1
R$ 4.000.000,00 (quatro milhões de reais), atualizado conforme a premissa 3.2,
para a habilitação inicial concedida pela CCEE ou para a análise da manutenção
realizada pela CCEE até 31 de março de 2024;
3.1.3.2
R$ 10.000.000,00 (dez milhões de reais), atualizado conforme a premissa 3.2,
para a habilitação inicial concedida pela CCEE ou para a análise da manutenção
realizada pela CCEE a partir de 1º de abril de 2024;
3.1.4
Índices de liquidez geral, liquidez corrente e solvência geral superiores a 1;
3.1.5 Possuir sede social em endereço comercial;
3.1.6
Se possuir marca registrada no Instituto Nacional da Propriedade Industrial -
INPI, que seja vedada sua cessão e o licenciamento a terceiros, mesmo que
temporariamente ou sem ônus;
3.1.7
Possuir nome de domínio (portal eletrônico) próprio ou website dentro do
domínio do grupo econômico, com expressão assemelhada ao nome empresarial;
3.1.8
Em seu portal eletrônico, devem estar claramente indicadas as demais pessoas
jurídicas controladas, controladoras, coligadas e de controlador comum que
sejam, também, agentes do setor elétrico; e
3.1.9
Possuir histórico mínimo de operação na CCEE, sem incorrer em qualquer
descumprimento de obrigação no âmbito da CCEE, de doze meses imediatamente
anteriores à data de solicitação, assim permanecendo até o deferimento de sua
habilitação. Caso o proponente não possua o histórico mínimo de operação na
CCEE, ou o possua, mas não tenha comercializado montante anual mínimo de
10MWmédios, deve-se observar o disposto na regulamentação vigente.
3.2
Os valores a que aludem as premissas 3.1.2 e 3.1.3: i) são atualizados
monetariamente com base no Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA
ou seu sucedâneo; ii) são publicados pela CCEE anualmente a partir do dia 15 de
janeiro; iii) as premissas 3.1.2 e 3.1.3.1 têm como data-base abril/2015; iv) a
premissa 3.1.3.2 tem como data-base maio/2022.
3.3
Caso o limite operacional constituído venha a se tornar inferior ao mínimo
estipulado na premissa 3.1.2 (atualizado conforme a premissa 3.2), independentemente
do motivo, a CCEE informará ao agente, sendo necessária a recomposição do saldo
em até cinco dias úteis contados do recebimento da comunicação.
3.3.1
O agente que não compatibilizar o saldo no prazo indicado terá o procedimento
de inabilitação compulsória iniciado, nos termos deste submódulo.
3.4
A solicitação de habilitação para atuar como varejista deve ser realizada,
exclusivamente, por meio do sistema específico, localizado na área logada do
site da CCEE.
3.5
Quando do preenchimento das informações na respectiva solicitação, o proponente
a atuar como varejista deve respeitar os atos regulatórios vigentes e
apresentar os documentos exigidos pelo sistema específico, por este submódulo
(item 4 - Lista de Documentos) e pela regulamentação vigente, de acordo com os
formatos de arquivos estabelecidos pelo próprio sistema específico, nos prazos
determinados nos Procedimentos de Comercialização.
3.5.1
Por meio do sistema específico, o proponente deve optar pela modalidade de
habilitação simplificada ou completa, nos termos da regulamentação vigente.
3.5.2
Toda a documentação de habilitação deve ser apresentada pelo proponente,
independentemente de ser um novo agente ou não.
3.5.3
O proponente deve informar quando os seu(s) representante(s) legal(is) for(em)
o(s) mesmo(s) de demais agentes associados à CCEE, indicando o nome empresarial
e o respectivo CNPJ no sistema específico.
3.5.4
Os documentos com status “caso aplicável” podem deixar de ser encaminhados à
CCEE desde que o proponente solicite e justifique sua dispensa no sistema
específico.
3.5.5
Os documentos que são gerados de forma eletrônica por meio do sistema
específico da CCEE devem ser preenchidos e assinados pelo(s) representante(s)
legal(is) do proponente. São aceitas as seguintes formas de assinatura, nos
termos da legislação vigente: assinatura manual com firma reconhecida;
assinatura digital com certificado ICP-Brasil (devendo ser encaminhado à CCEE o
protocolo de autenticidade da assinatura); ou assinatura eletrônica avançada
desde que aceita pelo agente.
3.5.6
No caso da assinatura eletrônica avançada de que trata a premissa anterior, a
CCEE é responsável por:
a)
assegurar, de maneira unívoca, a assinatura ao signatário;
b)
utilizar dados para a criação de assinatura cujo signatário possa, com elevado
nível de confiança, operar sob o seu controle exclusivo; e
c)
relacionar a assinatura aos dados a ela associados de tal modo que qualquer
modificação posterior possa ser detectável.
3.5.7
Outros documentos que, para fins do processo de habilitação ou manutenção
varejista, demandem assinatura pelo(s) representante(s) legal(is) do
proponente, devem ser assinados manualmente com firma reconhecida ou
digitalmente com certificado ICP-Brasil, conforme legislação vigente, devendo
no último caso ser encaminhado à CCEE o protocolo de autenticidade da
assinatura.
3.6
O proponente se compromete e se responsabiliza pela validade e regularidade dos
documentos e dados apresentados à CCEE, incluindo os poderes do(s)
signatário(s) dos documentos, cuja assinatura o(s) vinculará(ão) às obrigações
existentes no âmbito da CCEE.
3.6.1
O representante legal deve ter poderes para representar o agente perante a CCEE
e a inobservância a esse requisito pode fazê-lo incorrer em responsabilidade
civil, criminal e administrativa, nos termos da legislação vigente.
3.7
A CCEE é isenta de qualquer responsabilidade sobre os dados informados no
sistema específico, inclusive quanto aos dados cadastrados erroneamente ou não
atualizados, considerando-os verdadeiros e válidos desde seu
cadastro/apresentação.
3.8
O proponente deve acompanhar, por meio do sistema específico, o andamento de
sua solicitação e a necessidade de eventual adequação da documentação
apresentada e/ou cadastro.
3.9
É responsabilidade do proponente que toda a documentação de habilitação esteja
válida e plenamente vigente na data limite para regularização das pendências
referente ao mês de aprovação da habilitação, conforme estabelecido no
submódulo 1.2 – Cadastro de agentes.
3.9.1
A documentação de habilitação é considerada válida e plenamente vigente quando
estiver dentro do prazo de validade nela expresso ou, na falta deste, até
sessenta dias contados da data de sua emissão, quando aplicável.
3.9.2
No caso de habilitação de filial, devem ser apresentadas as certidões exigidas
por este submódulo (item 4 - Lista de Documentos), em nome da matriz e da
própria filial.
3.10
A CCEE deve divulgar a conclusão da análise dos requisitos e documentação no
prazo de até cinco dias úteis contados da data do recebimento de toda a
documentação e cadastro.
3.11
A CCEE pode solicitar ao proponente, por meio do sistema específico, informação
ou documentação adicional que entenda necessária para complementar a análise do
pedido de habilitação.
3.12
A CCEE deve divulgar, pelo sistema específico, a conclusão da análise dos
requisitos e documentação adicional no prazo de até cinco dias úteis contados
da data do recebimento da complementação solicitada.
3.13
Processos de habilitação, referentes ao mês “M”, podem ser deliberados em
reunião do Conselho de Administração da CCEE - CAd a ser realizada até M-8du.
3.13.1
Nos casos de solicitação de habilitação vinculada a um desligamento com
sucessão, o CAd pode deliberar acerca de tal solicitação durante o mês de
início de operacionalização - mês “M”, na mesma reunião em que for deliberado o
desligamento do sucedido.
3.14
O resultado da solicitação de habilitação deve ser comunicado por meio do
sistema específico, em até um dia útil após a deliberação do CAd.
3.14.1
No caso de indeferimento da solicitação de habilitação, o CAd deve expressar os
motivos que fundamentam a decisão.
3.15
Todas as decisões do CAd sobre as solicitações de habilitação à CCEE devem ser
publicadas no site da Câmara em até dois dias úteis após a deliberação,
incluindo as respectivas motivações.
3.16
Na hipótese de o CAd indeferir a solicitação de habilitação, o proponente pode
apresentar pedido de impugnação perante a CCEE, nos termos do submódulo 1.4 -
Atendimento.
3.17
O proponente pode desistir do processo de habilitação a qualquer momento, por
meio do sistema específico, desde que seu processo não tenha sido pautado para
deliberação do CAd.
3.18
O processo de habilitação não concluído dentro de doze meses a contar do mês de
seu início é cancelado no sistema específico. Caso o proponente mantenha
interesse em atuar como varejista, um novo processo de habilitação deve ser
iniciado, nos termos das premissas da presente seção deste submódulo.
3.19
O processo de manutenção da habilitação varejista deve ocorrer anualmente:
i)
no mês em que foi aprovada a habilitação varejista do agente (nos aniversários
até 31 de dezembro de 2023);
ii)
no mês em que foi aprovada a adesão à CCEE do agente (nos aniversários a partir
de 1º de janeiro de 2024); sendo de responsabilidade do agente o atendimento
dessa obrigação em tempo hábil para a análise da CCEE, sob pena das sanções
regulatórias cabíveis.
3.19.1
A CCEE solicitará, por meio do sistema específico:
3.19.1.1
Em caso de comercializador varejista: a atualização dos documentos exigidos por
este submódulo (item 4 - Lista de Documentos) e pelo submódulo 1.1 - Adesão à
CCEE (item 4 - Lista de Documentos) e o envio de documentos complementares.
3.19.1.2
Em caso de gerador varejista: a atualização dos documentos exigidos por este
submódulo (item 4 - Lista de Documentos) e o envio de documentos
complementares.
3.19.2
A CCEE deve divulgar, por meio do sistema específico, a conclusão da análise do
processo de manutenção da habilitação varejista até o final do mês subsequente
ao mês referenciado na premissa 3.19.
3.19.3
Caso não haja o atendimento a algum requisito exigido para manutenção da
habilitação varejista, o agente terá o procedimento de inabilitação compulsória
iniciado, nos termos deste submódulo.
3.19.4
A CCEE deve divulgar e manter atualizada, em seu site, a relação dos agentes
habilitados à comercialização varejista e o resultado da análise anual do processo
de manutenção da habilitação varejista de cada agente (bem como eventuais
consequências).
3.20
Para fins de comprovação do patrimônio líquido, o agente habilitado à
comercialização varejista (comercializador ou gerador) deve apresentar à CCEE,
por meio do sistema específico, até o final do mês de abril de cada ano (com
início no ano de 2024):
3.20.1
Declaração do valor de seu patrimônio líquido, fornecida pelo representante
legal do agente, o qual se responsabiliza pelas informações declaradas.
3.20.2
Balanço patrimonial auditado, nos termos da regulamentação vigente, e assinado
pelo profissional de contabilidade, com registro profissional regular no
Conselho Regional de Contabilidade - CRC, referente ao ano fiscal imediatamente
anterior ao corrente, podendo adicionalmente apresentar balanço patrimonial
(mensal ou trimestral) auditado e assinado, nos termos supracitados, referente
ao ano corrente.
3.20.3
O agente cuja constituição da sociedade tenha ocorrido em período inferior a 1
(um) ano, com início no ano anterior ao corrente, deve apresentar balanço
patrimonial (mensal ou trimestral) auditado, nos termos da regulamentação
vigente, e assinado pelo profissional de contabilidade, com registro
profissional regular no CRC, referente ao ano fiscal imediatamente anterior ao
corrente, podendo adicionalmente apresentar balanço patrimonial (mensal ou
trimestral) auditado e assinado, nos termos supracitados, referente ao ano
corrente.
3.20.4
O agente cuja constituição da sociedade tenha ocorrido em período inferior a 1
(um) ano, com início no ano corrente, deve apresentar balanço patrimonial
(mensal ou trimestral) auditado, nos termos da regulamentação vigente, e
assinado pelo profissional de contabilidade, com registro profissional regular
no CRC, referente ao ano corrente.
3.21
A CCEE deve avaliar as demonstrações contábeis e financeiras, os balanços
energéticos e demais dados pertinentes medidos, registrados ou apurados no
âmbito da CCEE, a fim de propor à ANEEL a atualização e os ajustes, qualitativa
e quantitativamente, dos requisitos para a habilitação inicial e manutenção de
que trata a premissa 3.1, sem prejuízo de outras proposições.
Condições
gerais para a habilitação de representados
3.22
São elegíveis a serem representados, na comercialização varejista:
3.22.1
Os consumidores com unidades consumidoras aptas à aquisição de energia elétrica
no Ambiente de Contratação Livre – ACL, ressaltando-se que este submódulo não
se aplica aos consumidores aos quais a regulamentação vigente exija a
representação por agente varejista a partir da vigência do submódulo 1.8 –
Comercialização varejista – modelo simplificado;
3.22.2
Os detentores de concessão, autorização ou registro de geração com capacidade
instalada inferior a 50 MW não comprometidos com Contrato de Comercialização de
Energia em Ambiente Regulado - CCEAR, Contrato de Energia de Reserva - CER ou
Cotas;
3.22.3
Os detentores de concessão ou autorização para geração com capacidade instalada
igual ou superior a 50MW não comprometidos com CCEAR, CER ou Cotas, nos termos
excepcionais definidos pela regulamentação vigente, ressalvando-se que:
i)
devem ser agentes da CCEE;
ii)
respondem, de forma proporcional e solidária, pelos resultados decorrentes da
gestão empreendida por seu representante; e
iii)
todo o relacionamento com a CCEE será exercido, com exclusividade, pelo
varejista, inclusive o direito a voto em nome de seu representado.
3.23
A solicitação de habilitação do representado deve ser realizada pelo varejista,
exclusivamente, por meio do sistema específico.
3.24
Quando do preenchimento das informações na respectiva solicitação, o varejista
deve respeitar os atos regulatórios vigentes e apresentar os documentos do
representado exigidos pelo sistema específico, por este submódulo (item 4 -
Lista de Documentos), pela regulamentação vigente e demais submódulos
pertinentes, de acordo com os formatos de arquivos estabelecidos pelo próprio
sistema específico, nos prazos determinados nos Procedimentos de
Comercialização.
3.24.1
Os documentos com status “caso aplicável” podem deixar de ser encaminhados à
CCEE desde que o varejista solicite e justifique sua dispensa no sistema
específico.
3.24.2
Os documentos que são gerados de forma eletrônica por meio do sistema
específico da CCEE devem ser preenchidos e assinados pelo(s) representante(s)
legal(is) do representado. São aceitas as seguintes formas de assinatura, nos
termos da legislação vigente: assinatura manual com firma reconhecida;
assinatura digital com certificado ICP-Brasil (devendo ser encaminhado à CCEE o
protocolo de autenticidade da assinatura); ou assinatura eletrônica avançada
desde que aceita pelo representado e observado o disposto na premissa 3.5.6.
3.24.3
As informações relacionadas ao representado devem ser preenchidas com os dados
do próprio representado, inclusive deve ser indicado o e-mail de contato do
titular do ativo representado, sendo vedada a indicação de e-mail vinculado ao
agente varejista.
3.25
O varejista e o representado se comprometem e se responsabilizam pela validade
e regularidade dos documentos e dados do representado, apresentados à CCEE,
incluindo os poderes do(s) signatário(s) dos documentos, cuja assinatura o(s)
vinculará(ão) às obrigações existentes no âmbito da CCEE.
3.26
Para consumidor(es) especial(is) cujas unidades consumidoras estejam reunidas
por comunhão de interesses de fato ou de direito, o varejista deve realizar as
atividades específicas para a instituição da comunhão no sistema específico,
nos termos do submódulo 1.2 - Cadastro de agentes, sendo que, no caso de
comunhão de direito, o varejista deve indicar o representado cujo CNPJ
corresponde às unidades consumidoras participantes e, no caso de comunhão de
fato, um dos representados participantes deve ser selecionado no sistema
específico.
3.27
Os agentes da CCEE que representem ativos de terceiros, nos termos da
regulamentação em vigor antes de 1º de agosto de 2013 (data de publicação da
Resolução Normativa nº 570, de 23 de julho de 2013), não podem solicitar
alterações de representação em relação aos seus representados. Para tanto,
devem providenciar sua adequação aos termos e condições estabelecidos neste
submódulo, ainda que a representação que se pretenda alterar tenha tido início
sob a égide de regulação anterior.
3.28
Para os casos de consórcio de geração que optem por serem representados:
i)
devem ser observados os requisitos do submódulo 1.2 - Cadastro de agentes,
quando aplicáveis;
ii)
deve-se eleger, entre os seus integrantes, um único responsável técnico do
consórcio, caso não haja um líder definido no ato autorizativo, a atuar em nome
de todos; e
iii)
o cadastro do ativo está condicionado à atuação de todos os consorciados na
CCEE, como agentes ou representados de varejistas.
3.29
Além da entrega dos documentos relacionados neste submódulo (item 4 - Lista de
Documentos), o varejista deve realizar as atividades de cadastro do
representado definidas no submódulo 1.2 - Cadastro de agentes.
3.30
O varejista deve acompanhar as solicitações de cadastro e análise de
documentação por meio do sistema específico.
3.31
Cada unidade consumidora ou empreendimento de geração (em caso de consórcio,
entende se por empreendimento de geração a parcela do ativo que corresponde à
participação de cada consorciado) deve estar contratada com um único varejista,
para a mesma vigência.
3.32
A vigência da representação se dá por prazo indeterminado, integrando-se por
períodos completos de contabilização.
3.33
Para cada unidade consumidora parcialmente livre, a distribuidora local deve
registrar, no sistema específico, o Contrato de Compra de Energia Regulada -
CCER, nos termos do submódulo 3.2 - Contratos do Ambiente Regulado.
3.34
A CCEE deve efetuar o cálculo da cota de energia do PROINFA da unidade
consumidora que passe a ser representada, nos termos do submódulo 3.2 -
Contratos do Ambiente Regulado.
3.35
A partir da validação de documentos e atividades atinentes ao cadastro,
tratados na presente seção deste submódulo, o representado deve manter
atualizado seu cadastro na CCEE, por meio do sistema específico.
3.36
Ressalvada a hipótese disposta na premissa 3.22.3, o agente da CCEE, consumidor
ou gerador, que opte por ser representado por um varejista, deve solicitar seu
desligamento da CCEE por meio de uma das opções a seguir, nos termos do
submódulo 1.5 - Desligamento da CCEE: i) sem sucessão; ou ii) com sucessão,
única e exclusivamente para fins de utilização da convenção sucessória
financeira.
3.37
Nos casos de desligamento do agente da CCEE que passe à representação por um
varejista, a transferência do histórico de comercialização é vedada, com
exceção da alínea “ii” da premissa anterior.
3.38
Nos casos de alteração do varejista ou de representado que realize sua adesão à
CCEE, caso a regulação vigente não exija sua representação por agente
varejista, a transferência do histórico de comercialização é vedada.
3.39
A transferência do histórico de consumo ocorre apenas para fins de rateio do
Encargo de Energia de Reserva (EER), nos termos das Regras de Comercialização a
serem aprovadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
Cadastro
do Sistema de Medição para Faturamento e Coleta de Dados de Medição
3.40
É atribuição do agente responsável pelo Sistema de Medição para Faturamento –
SMF (agente de medição):
3.40.1
Solicitar o mapeamento e o cadastramento do(s) pontos(s) de medição por meio do
sistema específico, conforme estabelecido no submódulo 1.2 - Cadastro de
agentes;
3.40.2
Responder pelas operações diárias de medição junto à CCEE, conforme
estabelecido no submódulo 2.1 - Coleta e ajuste de dados de medição.
3.41
O varejista pode acompanhar as atividades de cadastramento do(s) pontos(s) de
medição dos seus representados, por meio do sistema específico.
3.42
O recebimento de notificações e pagamento de penalidades de medição constantes
no submódulo 6.1 - Penalidades de medição e multas são atribuições do agente de
medição (distribuidora, transmissora ou gerador) ou do varejista, quando
aplicável.
Cadastro
de ativos
3.43
O varejista deve solicitar a inclusão, alteração e exclusão de cadastro de
ativos dos seus representados, bem como realizar seu acompanhamento,
respeitando os prazos e os procedimentos do submódulo 1.2 - Cadastro de
agentes.
3.44
O varejista é responsável pela atualização do cadastro dos ativos
representados.
3.45
A modelagem de ativos se dá sob perfil contábil criado especificamente para
cada tipo de geração ou consumo.
3.45.1
O agente conectado deve conceder o desconto na TUSD/TUST provisório e pré
fixado, conforme as Regras de Comercialização, para o mês de migração da
unidade consumidora ao ACL até que seja divulgado, pela CCEE, o primeiro
relatório de desconto aplicável ao referido perfil, devidamente apurado.
3.46
No caso de representação de autoprodutor que possua direito de repasse de
desconto aplicado na TUSD/TUST para as suas unidades consumidoras, o varejista
deve realizar a modelagem dos ativos sob perfis criados exclusivamente para
cada representado nessa condição, a fim de se garantir tal direito, nos termos
das Regras de Comercialização.
Notificações
para encerramento do Contrato para Comercialização Varejista
3.47
A notificação para encerramento do Contrato para Comercialização Varejista deve
ser enviada ao varejista ou ao representado, conforme o caso, e também à CCEE,
no prazo mínimo de quinze dias em situações de resolução contratual
(inadimplemento) ou noventa dias em situações de resilição contratual (denúncia
à prorrogação da representação) antecedentes à data pretendida para o término
da contratação, ou seja, o último dia do último mês que o varejista ou o
representado desejam manter a representação.
3.47.1
No caso de notificação enviada pelo varejista por motivo de resolução
contratual ou de resilição contratual, a notificação deve adicionalmente
informar o consumidor representado que diligencie pela continuidade de sua
operação comercial antes do advento do término contratual, conforme as
hipóteses previstas neste submódulo, e que está sujeito à suspensão de
fornecimento de energia elétrica após essa data.
3.47.2
O recebimento da notificação pelo varejista ou pelo representado é comprovado
por meio do comprovante de recebimento de e-mail registrado ou aviso de
recebimento dos Correios, a ser apresentado à CCEE juntamente com a notificação
a ela enviada.
3.47.3
Em caso de resilição contratual por iniciativa de ambas as partes (comum
acordo), a notificação para encerramento do Contrato para Comercialização
Varejista é dispensada.
Substituição
de varejista, pelo representado
3.48
A opção do representado pela substituição do varejista atual por outro se
inicia com o envio de notificação para encerramento do Contrato para
Comercialização Varejista, nos termos da seção anterior.
3.49
O novo varejista que, já habilitado, pretenda efetivar a representação, deve,
previamente, celebrar novo Contrato para Comercialização Varejista com o
representado e encaminhar à CCEE, por meio do sistema específico, os documentos
pertinentes ao representado exigidos por este submódulo (item 4 - Lista de
Documentos), bem como a notificação para encerramento do Contrato para
Comercialização Varejista enviada ao varejista anterior e o respectivo
comprovante de recebimento.
3.50
Caso não ocorra a substituição do varejista e o representado não diligencie pela
continuidade de sua operação comercial antes do advento do término contratual,
conforme as hipóteses previstas neste submódulo, o representado sujeitar-se-á
aos procedimentos estabelecidos na premissa 3.71.
3.51
Ao realizar a solicitação de alteração do cadastro do ativo no sistema
específico, nos termos do submódulo 1.2 – Cadastro de agentes, o atual
varejista atesta a adimplência da unidade consumidora.
Adesão
do representado à CCEE
3.52
O representado que queira aderir à CCEE em nome próprio, caso a regulação
vigente não exija sua representação por agente varejista, deve realizar as
notificações estabelecidas em seção própria deste submódulo e proceder ao
disposto no submódulo 1.1 - Adesão à CCEE.
3.53
Ao realizar a solicitação de alteração do cadastro do ativo no sistema
específico, nos termos do submódulo 1.2 – Cadastro de agentes, o atual
varejista atesta a adimplência da unidade consumidora.
3.54
O consumidor representado por um varejista que deseje o atendimento de suas
unidades consumidoras pela distribuidora local deve celebrar CCER ou ter a
anuência da distribuidora local para o atendimento de energia elétrica sem
celebração de CCER, nos termos da regulamentação vigente, devendo observar:
3.54.1
Se a unidade consumidora for ou pretender se tornar parcialmente livre, com a
prévia anuência do varejista, deve celebrar CCER ou aumentar o montante já
contratado com a distribuidora.
3.54.2
Se apenas algumas unidades consumidoras voltarem a ser integralmente atendidas
pela distribuidora, com a prévia anuência do varejista, deve-se celebrar
CCER(s) ou alterar a forma de contratação dos CCER(s) já em vigor. Nesse caso,
o varejista deve solicitar a exclusão do cadastro do ativo, no sistema
específico, como também o agente de medição deve providenciar a solicitação de
desativação do(s) ponto(s) de medição correspondentes, nos termos do submódulo
1.2 - Cadastro de agentes.
3.54.3
Se todas as unidades consumidoras voltarem a ser integralmente atendidas pela
distribuidora, deve-se celebrar CCER(s) ou alterar a forma de contratação dos
CCER(s) já em vigor. Nesse caso:
i)
o consumidor deve enviar ao varejista a notificação para encerramento do
Contrato para Comercialização Varejista, nos termos da seção própria deste
submódulo; e
ii)
o varejista deve solicitar a exclusão do cadastro do ativo, no sistema
específico, como também o agente de medição deve providenciar a solicitação de
desativação do(s) ponto(s) de medição correspondentes, nos termos do submódulo
1.2 - Cadastro de agentes.
3.54.4
A celebração de CCER deve observar os prazos mínimos estabelecidos pelas normas
aplicáveis, salvo se acordado pelas partes o início de atendimento em prazos
inferiores.
3.54.5
Ao realizar a solicitação de exclusão do cadastro do ativo no sistema
específico, nos termos do submódulo 1.2 – Cadastro de agentes, o atual
varejista atesta a adimplência da unidade consumidora.
Inabilitação
e Desligamento do varejista da CCEE
3.55
Para solicitar sua inabilitação voluntária, o varejista deve enviar a(s)
notificação(ões) para encerramento do(s) Contrato(s) para Comercialização
Varejista, nos termos da seção própria deste submódulo, com antecedência mínima
de noventa dias da data pretendida para o término da contratação e,
posteriormente, enviar à CCEE a referida solicitação de inabilitação, sob pena
de indeferimento do pedido.
3.55.1
A inabilitação voluntária do varejista está condicionada:
i)
à inexistência de ativos de representados sob os seus perfis varejistas;
ii)
ao cancelamento ou à finalização de todos os registros de contratos nos seus
perfis varejistas, quando houver; e
iii)
ao encerramento dos seus perfis varejistas.
3.55.2
O proponente pode desistir do processo de inabilitação a qualquer momento, por
meio do sistema específico, desde que seu processo não tenha sido pautado para
deliberação pelo CAd.
3.56
A inabilitação compulsória do varejista se dá pelo desatendimento das condições
dispostas neste submódulo e na regulamentação vigente, relativas à habilitação
inicial e manutenção do varejista, devendo a CCEE instaurar procedimento de
inabilitação e enviar o respectivo Termo de Notificação - TN ao varejista,
preferencialmente por meio eletrônico, nos termos da regulamentação vigente e
do submódulo 1.4 - Atendimento, com a identificação do requisito não atendido.
3.57
O varejista pode apresentar sua manifestação por meio do sistema específico em
até cinco dias úteis, contados da data de recebimento do TN, conforme disposto
no submódulo 1.4 - Atendimento.
3.57.1
O varejista, em sua manifestação, deve alegar toda a matéria de defesa, expondo
as razões de fato e de direito com que pretenda demonstrar a procedência dos
seus pedidos e oferecendo todos os documentos e provas que entenda necessários,
sendo vedada dilação probatória superveniente.
3.57.2
O julgamento do procedimento de inabilitação deve ser promovido em até trinta
dias, contados da data de sua instauração.
3.58
As inabilitações voluntária e compulsória se dão por deliberação do CAd,
observando-se as disposições estatutárias atinentes aos critérios de decisão.
3.59
Durante o procedimento de inabilitação voluntária ou compulsória do varejista,
é vedada a habilitação de novos representados, bem como a solicitação de
mapeamento e cadastramento de novos pontos de medição e a inclusão de cadastros
de ativos sob sua responsabilidade.
3.60
O histórico de comercialização do varejista inabilitado será mantido no
comercializador ou no gerador que permanecer como agente da CCEE.
3.61
O desligamento do varejista deve observar o disposto no submódulo 1.5 -
Desligamento da CCEE, bem como as premissas deste submódulo.
3.62
O desligamento voluntário do varejista ocorre mediante a formalização do
Requerimento de Desligamento da CCEE, por meio do sistema específico, nos
termos do submódulo 1.5 - Desligamento da CCEE, e da(s) notificação(ões) para
encerramento do(s) Contrato(s) para Comercialização Varejista, nos termos da
seção própria deste submódulo, com antecedência mínima de noventa dias da data
pretendida para o término da contratação, sob pena de indeferimento do pedido.
3.62.1
O desligamento voluntário do varejista está condicionado:
i)
ao cumprimento de suas obrigações financeiras;
ii)
à inexistência de ativos de representados sob todos os seus perfis; e
iii)
ao cancelamento ou à finalização de todos os registros de contratos no sistema
específico, quando houver.
3.62.2
O desligamento voluntário com sucessão somente é aplicável após o cumprimento
do disposto na premissa anterior e o deferimento do CAd ao pedido para
inabilitação voluntária do varejista.
3.63
Para os casos de instauração de desligamento (compulsório ou por descumprimento
de obrigação) e de inabilitação compulsória do varejista, a CCEE deve enviar os
respectivos TNs aos representados, pelos Correios ou por meio eletrônico nos
termos da regulamentação vigente de acordo com as premissas 3.65.1 e 3.65.2,
comunicando-lhes sobre a instauração do referido procedimento de desligamento
ou de inabilitação, conforme o caso, e a relação atualizada de varejistas
adimplentes e habilitados à representação, também disponível no site da CCEE,
para livre escolha do representado.
3.63.1
Na referida notificação, a CCEE também deve esclarecer os efeitos decorrentes
do desligamento ou inabilitação do varejista, dentre os quais a sujeição do
consumidor representado à suspensão de fornecimento de energia elétrica, caso o
varejista seja desligado ou inabilitado, e informar ao representado que ele
pode optar, desde a notificação, por:
a)
Celebrar Contrato para Comercialização Varejista com qualquer dos agentes
varejistas disponíveis;
b)
Aderir à CCEE em nome próprio, caso a regulação vigente não exija sua
representação por agente varejista, cumprindo, para tanto, as premissas
previstas nos submódulos 1.1 - Adesão à CCEE e 1.2 - Cadastro de agentes;
c)
Celebrar CCER junto à distribuidora local, em prazo inferior ao estabelecido
pelas normas aplicáveis, conforme livre negociação entre as partes;
d)
Ter a anuência da distribuidora para o atendimento de energia elétrica sem
celebração de CCER, em caso de representado consumidor adimplente com suas
obrigações e cuja representação varejista seja obrigatória. Esta opção é
aplicável exclusivamente nos casos de resilição contratual por iniciativa do
representante e desligamento/inabilitação do varejista.
3.64
A ocorrência de qualquer das hipóteses constantes nos subitens da premissa
anterior encerra, para cada ativo, independentemente de notificação judicial ou
extrajudicial, a relação comercial entre o varejista e o representado, sendo
nula qualquer estipulação contratual de penalidade ao representado.
3.65
Em até cinco dias da deliberação que decidir pelo desligamento (compulsório ou
por descumprimento de obrigação) ou pela inabilitação compulsória do varejista,
a CCEE deve enviar novos TNs a todos os representados, nos termos da
regulamentação vigente, informando-lhes acerca da decisão proferida, bem como
concedendo o prazo de até MS12du (sendo “M” o mês da deliberação do processo de
inabilitação ou desligamento do atual agente varejista) para cada representado
optar por um dos subitens da premissa 3.63.1.
3.65.1
A notificação deve ser encaminhada pelos Correios ou por meio eletrônico,
contando-se o prazo a partir do recebimento pelos Correios.
3.65.2
Negligenciado pelo representado a atualização de seu cadastro, o prazo a que
alude a premissa 3.65 deve ser contado:
i)
da data da primeira tentativa de entrega pelos Correios, servindo de
comprovação a data de devolução atestada no AR ou informada no histórico de
rastreamento de objetos no portal eletrônico dos Correios; ou
ii)
no insucesso da hipótese precedente, da data de envio para o correio eletrônico
constante do cadastro do representado, independentemente desse estar ativo ou
operacional.
3.66
Caso o representado não diligencie pela continuidade de sua operação comercial
antes do término do prazo para a opção de que trata a premissa anterior,
conforme as hipóteses previstas neste submódulo, sujeita-se aos procedimentos
estabelecidos na premissa 3.71.
3.67
O desligamento do varejista (compulsório ou por descumprimento de obrigação)
não obsta a nova modelagem dos ativos então representados sob o perfil de
outros agentes, ressalvado o disposto na regulamentação vigente.
Encerramento
das atividades do representado
3.68
O encerramento das atividades do representado pode ser voluntário ou decorrer
da ausência de relação comercial, caracterizada pela não ocorrência de qualquer
das hipóteses constantes nos subitens da premissa 3.63.1.
3.69
O encerramento voluntário das atividades do representado se dá mediante o
envio, ao varejista e à CCEE, da notificação para encerramento do Contrato para
Comercialização Varejista, nos termos da seção própria deste submódulo.
3.69.1
Não sendo efetivada a desconexão do sistema elétrico até o advento da data
pretendida pelo representado para o encerramento da comercialização varejista,
deve a CCEE proceder ao disposto na premissa 3.71.
3.70
O encerramento da comercialização varejista por vontade do varejista se dá
mediante o envio, ao representado e à CCEE, da notificação para encerramento do
Contrato para Comercialização Varejista, nos termos da seção própria deste
submódulo.
3.71
Caso o representado não diligencie pela continuidade de sua operação comercial,
conforme as hipóteses previstas neste submódulo, caracterizando a ausência de
relação comercial, sujeitar-se-á ao seguinte:
3.71.1
Caso o representado seja consumidor, a CCEE deve proceder à notificação do agente
conectado (distribuidora agente ou não agente da CCEE ou, ainda, transmissora)
e, quando pertinente, do ONS, para a operacionalização da suspensão do
fornecimento a todas as unidades consumidoras correspondentes, nos termos da
seção específica deste submódulo, conforme o caso:
i)
na data pretendida pelo representado de que trata a premissa 3.50 ou 3.69;
ii)
na data de término do prazo de quinze dias, contados a partir da data de
recebimento da notificação enviada pelo agente varejista, em caso de resolução
contratual;
iii)
na data pretendida pelo varejista de que trata a premissa 3.70, em caso de
resilição contratual; ou
iv)
na data de término do prazo para a opção de que trata a premissa 3.65.
3.71.2
Caso o representado seja gerador, a CCEE deve, nos termos das normas que regem
o desligamento de agentes da CCEE:
i)
proceder à notificação do ONS, a fim de que sejam monitorados os
empreendimentos de geração, quando programados ou despachados
centralizadamente;
ii)
providenciar o tratamento específico para a energia gerada; e
iii)
comunicar à ANEEL, para os expedientes administrativos cabíveis, incluindo
eventual cassação de outorga.
3.72
O varejista permanece responsável pela carga do(s) representado(s) até que
ocorra a suspensão do fornecimento de energia de todas as unidades consumidoras
modeladas sob o seu perfil varejista.
Suspensão
de fornecimento de energia elétrica
3.73
Realizada a solicitação de suspensão de fornecimento, nos termos da premissa
3.71.1, o agente conectado deve proceder à suspensão do fornecimento de todas
as unidades consumidoras no prazo mínimo de cinco dias e máximo de dez dias do
recebimento da notificação, bem como informar à CCEE em até quarenta e oito
horas de sua execução, indicando a data efetiva em que foi realizada a
suspensão do fornecimento.
3.73.1
Caso a suspensão de fornecimento não seja efetivada no prazo estabelecido, deve
ser apresentada a justificativa à CCEE.
3.73.2
Em caso de ultrapassagem do prazo máximo para suspensão do fornecimento,
decorrente de responsabilidade exclusiva do agente conectado:
a)
Distribuidora agente da CCEE, os débitos referentes ao consumo da unidade
consumidora serão alocados para responsabilidade da distribuidora a partir do
primeiro dia subsequente ao prazo máximo estabelecido para suspensão do
fornecimento, nos termos das Regras de Comercialização.
b)
Distribuidora não agente da CCEE, os débitos referentes ao consumo da unidade
consumidora serão alocados para responsabilidade da distribuidora supridora a
partir do primeiro dia subsequente ao prazo máximo estabelecido para suspensão
do fornecimento, nos termos das Regras de Comercialização. Nesse caso, os
valores arcados pela distribuidora supridora serão divulgados pela CCEE para
cobrança bilateral, podendo configurar inadimplência setorial.
c)
Transmissora, os débitos referentes ao consumo da unidade consumidora serão
alocados para responsabilidade do varejista representante a partir do primeiro
dia subsequente ao prazo máximo estabelecido para suspensão do fornecimento,
nos termos das Regras de Comercialização. Nesse caso, os valores arcados pelo
varejista serão divulgados pela CCEE para cobrança bilateral, podendo
configurar inadimplência setorial.
3.73.3
Caso a suspensão de fornecimento seja efetivada após o prazo máximo estabelecido,
é necessário que o agente conectado informe à CCEE para que seja dado o
tratamento adequado em relação à alocação dos débitos da unidade consumidora.
3.74
Na ocorrência de qualquer das situações previstas na premissa anterior, o
varejista deve ser notificado pela CCEE.
3.75
A CCEE pode cancelar a solicitação de suspensão de fornecimento ao agente
conectado e, quando pertinente, ao ONS, preferencialmente por meio eletrônico,
até o nono quarto dia do envio da notificação em que requereu a suspensão,
desde que a efetivação da suspensão de fornecimento ainda não tenha sido
informada à CCEE.
3.76
Em caso de suspensão de fornecimento, o representado pode retornar ao ACL desde
que realize:
3.76.1
A quitação de suas pendências com o último varejista, inclusive, quando
aplicável, de sua matriz e/ou filial(is);
3.76.2
Nova habilitação de suas unidades consumidoras, conforme seção específica deste
submódulo.
3.77
Para a adesão do representado à CCEE, ao validar a solicitação no sistema de
cadastro de ativos da CCEE, o agente conectado atesta que a unidade consumidora
não passou por processo anterior de suspensão de fornecimento, exceto em caso
de realização da premissa 3.76.1.
Divulgação
de Modelos Contratuais, Preços de Referência Comparáveis (PRC) e de Condições
Gerais de Contratação
3.78
Os agentes comercializadores e geradores que atuem como varejistas devem
divulgar, em seu portal eletrônico, com fácil acesso aos consumidores, os
modelos de contratos utilizados pelo agente varejista, seus Preços de
Referência Comparáveis (PRC), considerando os parâmetros estipulados na
premissa a seguir, bem como as informações das condições gerais de contratação
efetiva do agente varejista descritas nesta seção.
3.79
O agente varejista deve divulgar seus Preços de Referência Comparáveis (PRC) ao
consumidor, em R$/MWh, fixos durante os prazos de suprimento, a saber
estabelecidos, e que dever ser formulado considerando as seguintes variáveis e
suas combinações:
a)
Períodos de suprimento anual, trianual e quinquenal;
b)
Por cada submercado de atuação do comercializador;
c)
Por tipos de energia elétrica convencional e incentivada;
d)
Montante sem flexibilidade;
e)
Sazonalização e modulação uniforme;
f)
Data de pagamento MS+6du
g)
Inclusão de todos os tributos incidentes, exceto o ICMS;
h)
Não inclusão de custos de garantias;
i)
Não inclusão de risco de crédito do consumidor;
j)
Não inclusão de custos dos encargos setoriais (ESS, EER, ERCAP).
3.80
O agente varejista deve divulgar suas condições gerais de contratação de comercialização
de energia elétrica, dentre as quais deve formular Notas Explicativas
esclarecendo aos consumidores o que segue:
a)
O Preço de Referência Comparável (PRC) não representa uma proposta comercial
definitiva e vinculativa, estando o preço efetivo de contratação sujeito a
proposta de negociação entre as partes, considerando os critérios próprios de
livre formulação e de responsabilidade da comercializadora, e;
b)
Os possíveis impactos esperados, aumentativos ou diminutivos, no Preço de
Referência Comparável (PRC) divulgado, em razão de suas especificidades em
eventual contratação do agente varejista, tais como garantias efetivamente
exigíveis, limites de flexibilidade de montante, riscos de crédito adotados,
política adotada para o repasse de custo dos encargos setoriais, incidências
tributárias sobre ICMS, prazo contratual adotado, data de pagamento
considerada, indexações de atualização de preço, multas rescisórias, a adoção
de certificações de fonte renovável, dentre outras que identificar como relevantes.
3.81
O agente varejista deve informar à CCEE, quando solicitado, o endereço
eletrônico onde estão veiculadas as informações de que trata esta seção, para
que seja divulgada a hiperligação, pela CCEE, em seu sítio eletrônico.
3.81.1
O agente varejista deve informar à CCEE as eventuais modificações do endereço
eletrônico, sempre que aplicável.
4.
LISTA DE DOCUMENTOS
5.
FLUXO DE ATIVIDADES
6.
DESCRIÇÃO DE ATIVIDADES
7.
ANEXOS
7.1
– Declaração de Responsabilidade Solidária
DECLARAÇÃO
DE RESPONSABILIDADE SOLIDÁRIA
(GRUPO
SOCIETÁRIO ou COMPLEXO INDUSTRIAL-COMERCIAL)
<Nome
empresarial do representado>, inscrita no CNPJ/MF sob n°: <CNPJ>, com
endereço em: <Endereço Completo>, neste ato representada por seus
representantes legais abaixo assinados, nos termos de seu Estatuto/Contrato
Social, a ser representada no âmbito da CCEE pelo Varejista <Nome
empresarial do varejista>, sigla: <Sigla na CCEE>, inscrito no CNPJ/MF
sob n°: <CNPJ>, vem por meio da presente expressamente declarar:
i.
Possuir pleno conhecimento e comprometer-se a cumprir a legislação e normas
regulatórias aplicáveis ao setor elétrico brasileiro, em especial a Lei n°
10.848/2004, Decreto n° 5.163/2004, Decreto n° 5.177/2004, a Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica, os Procedimentos e as Regras de
Comercialização, disponíveis no site da CCEE, bem como a Lei n° 12.846/2013;
ii.
Ser integrante de GRUPO SOCIETÁRIO ou COMPLEXO INDUSTRIAL-COMERCIAL do agente
representante varejista no âmbito da CCEE;
iii.
Ser RESPONSÁVEL SOLIDÁRIO em relação à eventual resultado financeiro negativo
apurado em face de seu representante varejista no âmbito da CCEE,
proporcionalmente nos termos da regulamentação vigente e demais normas, regras
e procedimentos regulamentares aplicáveis, abrindo mão de qualquer direito de
preferência;
iv.
Comprometer-se com a presente declaração, respondendo, de forma integral, pela
autenticidade, legalidade e veracidade das informações aqui prestadas nas
esferas administrativa, cível e criminal, isentando a CCEE de qualquer
responsabilidade sobre informação que tenha sido cadastrada erroneamente ou não
atualizada.
<Local>,
<Data> de <Mês> de <Ano>.
____________________________________________
<Assinatura
do representante legal do representado>
____________________________________________
<Assinatura
do representante legal do varejista>
O(s)
representante(s) legal(is) das empresas deve(m) ser indicado(s) nos sistemas da
CCEE sob sua inteira responsabilidade, sem limitação de quantidade.
Este
documento é gerado automaticamente pelo sistema da CCEE, devendo ser assinado
conforme as opções de assinaturas previstas neste submódulo, nos termos da
legislação vigente.
7.2
– Declaração de Responsabilidade Solidária e Representação
DECLARAÇÃO
DE RESPONSABILIDADE SOLIDÁRIA E REPRESENTAÇÃO (GERADOR com capacidade instalada
igual ou superior a 50 MW não comprometidos com CCEAR, CER ou Cotas)
<Nome
empresarial do agente da CCEE representado>, inscrita no CNPJ/MF sob n°:
<CNPJ>, com endereço em: <Endereço completo>, neste ato
representada por seus representantes legais abaixo assinados, nos termos de seu
Estatuto/Contrato Social, a ser representada no âmbito da CCEE pelo Varejista
<Nome empresarial do varejista>, sigla: <Sigla na CCEE>, inscrito
no CNPJ/MF sob n°: <CNPJ>, vem por meio da presente expressamente
declarar:
i.
Possuir pleno conhecimento e comprometer-se a cumprir a legislação e normas
regulatórias aplicáveis ao setor elétrico brasileiro, em especial a Lei n°
10.848/2004, Decreto n° 5.163/2004, Decreto n° 5.177/2004, a Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica, os Procedimentos e as Regras de
Comercialização, disponíveis no site da CCEE, bem como a Lei n° 12.846/2013;
ii.
Ser RESPONSÁVEL SOLIDÁRIO em relação à eventual resultado financeiro negativo
apurado em face de seu representante varejista no âmbito da CCEE,
proporcionalmente nos termos da regulamentação vigente e demais normas, regras
e procedimentos regulamentares aplicáveis, abrindo mão de qualquer direito de
preferência;
iii.
Estar ciente de que, enquanto perdurar sua representação pelo varejista no
âmbito da CCEE, este será o único e integral responsável, em caráter irrevogável
e irretratável, pelo relacionamento com a CCEE, ficando inclusive outorgado ao
varejista o direito ao exercício exclusivo de seu voto de associado, inclusive
do voto correspondente à categoria de geração, bem como todos os demais
direitos e obrigações deles decorrentes;
iv.
Comprometer-se com a presente declaração, respondendo, de forma integral, pela
autenticidade, legalidade e veracidade das informações aqui prestadas nas
esferas administrativa, cível e criminal, isentando a CCEE de qualquer responsabilidade
sobre informação que tenha sido cadastrada erroneamente ou não atualizada.
<Local>,
<Data> de <Mês> de <Ano>.
____________________________________________
<Assinatura
do representante legal do representado>
____________________________________________
<Assinatura
do representante legal do varejista>
O(s)
representante(s) legal(is) das empresas deve(m) ser indicado(s) nos sistemas da
CCEE sob sua inteira responsabilidade, sem limitação de quantidade.
Este
documento é gerado automaticamente pelo sistema da CCEE, devendo ser assinado
conforme as opções de assinaturas previstas neste submódulo, nos termos da
legislação vigente.
7.3
– Termo de Ciência
TERMO
DE CIÊNCIA
(GRUPO
SOCIETÁRIO ou COMPLEXO INDUSTRIAL-COMERCIAL)
<Nome
empresarial do representado>, inscrita no CNPJ/MF sob n°: <CNPJ>, com
endereço em: <Endereço completo>, candidato no âmbito da CCEE à modelagem
de sua carga no Ambiente de Contratação Livre por meio de representação pelo
Varejista <Nome empresarial do varejista>, sigla: <Sigla na CCEE>,
inscrito no CNPJ/MF sob n°: <CNPJ>, neste ato representada por seus
representantes legais abaixo assinados, nos termos de seu Estatuto/Contrato
Social vem, por meio do presente, expressamente declarar sua CIÊNCIA de que o
eventual descumprimento, pelo varejista, da restrição aplicável à extensão da
representação, nos termos da regulamentação vigente, ensejará a inabilitação do
varejista, com todas as repercussões que disso possam advir ao representado.
<Local>,
<Data> de <Mês> de <Ano>.
____________________________________________
<Assinatura
do representante legal do representado>
____________________________________________
<Assinatura
do representante legal do varejista>
O(s)
representante(s) legal(is) das empresas deve(m) ser indicado(s) nos sistemas da
CCEE sob sua inteira responsabilidade, sem limitação de quantidade.
Este
documento é gerado automaticamente pelo sistema da CCEE, devendo ser assinado
conforme as opções de assinaturas previstas neste submódulo, nos termos da
legislação vigente.
ANEXO
IX
Módulo
1 – Agentes
Submódulo
1.8 – Comercialização varejista – modelo simplificado
1
1.
INTRODUÇÃO
Com
a publicação da Portaria MME nº 50/2022, foi possibilitada a todos os consumidores
classificados como Grupo A a migração para o Ambiente de Contratação Livre
(ACL) a partir de janeiro de 2024, sendo que os consumidores com carga inferior
a 500kW devem ser obrigatoriamente representados por agentes varejistas.
A
comercialização varejista caracteriza-se pelas relações comerciais entre o
agente varejista (agente representante) e as pessoas físicas ou jurídicas
elegíveis à representação (representados), dando-se pela adesão ao Contrato
para Comercialização Varejista (CCV) e pela celebração de outras avenças de
livre pactuação.
2.
OBJETIVO
Estabelecer
os procedimentos relativos:
a)
À habilitação, no modelo simplificado, das unidades consumidoras que são
representadas por agentes varejistas para exercício de sua aquisição de energia
elétrica no Ambiente de Contratação Livre (ACL); e
b)
Aos processos de resilição e resolução contratual, e o tratamento a ser dado
aos representados em caso de desligamento ou inabilitação do agente varejista.
3.
PREMISSAS
3.1
O modelo simplificado para comercialização varejista se aplica,
obrigatoriamente, aos consumidores aos quais a regulamentação vigente exija a
representação por agente varejista, conectados diretamente na rede de
distribuição e não participantes de DIT ou redes compartilhadas, independentemente
da demanda contratada.
3.1.1
Aos consumidores aos quais a regulamentação vigente não exija sua representação
por agente varejista, a migração ao ACL por meio de modelo simplificado é
facultativa.
3.2
O modelo simplificado para comercialização varejista não se aplica aos agentes
parcialmente livres e aos agentes da classe de autoprodução ou produção
independente que desejam realizar alocação de geração própria.
3.3
As condições gerais para habilitação do agente varejista estão definidas no
submódulo 1.6 – Comercialização varejista.
3.4
Todas as atividades inerentes a este submódulo, incluindo os cadastros,
atualizações, validações, envio de dados de medição e consultas às informações
devem ser realizados por meio de integração sistêmica aos sistemas da CCEE,
conforme instruções específicas constantes em seus canais eletrônicos.
3.4.1
As unidades consumidoras que atendam aos requisitos desse submódulo para serem representadas
por meio do modelo simplificado não acessam o sistema da CCEE.
3.4.2
Todas as informações de que constam deste submódulo podem ser acessadas por
agentes da CCEE mediante autorização do consumidor.
3.5
A CCEE é isenta de qualquer responsabilidade sobre os dados informados em seu
sistema, inclusive quanto aos dados cadastrados erroneamente ou não
atualizados, considerando-os verdadeiros e válidos desde seu
cadastro/apresentação.
3.6
O agente varejista e o agente conectado (distribuidora agente ou não agente da
CCEE) se comprometem e se responsabilizam pela veracidade, vigência,
comprovação e atualização dos dados e documentos apresentados à CCEE, por meio
do sistema.
3.7
As informações referentes às unidades consumidoras, constantes no anexo 7.1,
devem ser mantidas pelas partes responsáveis e disponibilizadas, quando
solicitadas.
3.8
As unidades consumidoras podem solicitar à CCEE, por meio do preenchimento das
informações requeridas pelo canal específico disponível no site da Câmara, a
disponibilização dos seus dados padronizados, tais como: i) dados de medição
referentes aos últimos doze meses disponíveis, ii) histórico de representação
varejista e iii) histórico de eventual suspensão de fornecimento de energia
elétrica.
3.8.1
A solicitação deve ser realizada pelo representante legal da unidade
consumidora.
3.8.2
O solicitante pode indicar aqueles que também terão acesso aos seus dados
padronizados (agentes ou não).
3.8.3
Caso não haja pendências na solicitação, os dados padronizados devem ser disponibilizados,
pela CCEE, ao solicitante e àqueles indicados na solicitação, em até cinco dias
úteis, contados do registro da solicitação.
Celebração
do Contrato para Comercialização Varejista
3.9
O consumidor que deseja ser representado por meio da representação varejista
deve celebrar o Contrato para Comercialização Varejista (CCV), nos termos da
regulamentação vigente, com qualquer dos agentes varejistas habilitados,
conforme relação atualizada disponível no site da CCEE.
3.10
A solicitação de elaboração do CCV deve ser realizada pelo agente varejista,
exclusivamente, por meio do sistema, informando, no mínimo:
a)
O código do agente varejista responsável pela representação;
b)
O CPF ou CNPJ do titular da unidade consumidora;
c)
O nome ou nome empresarial da unidade consumidora;
d)
O código da unidade consumidora;
e)
O endereço da unidade consumidora;
f)
O telefone do titular da unidade consumidora;
g)
O nome e e-mail do representante legal da unidade consumidora, bem como seu CPF
nos casos de pessoa jurídica.
3.11
O representante legal do representado, indicado na premissa anterior, bem como
o representante legal do agente varejista, serão notificados para assinatura do
CCV.
3.11.1
O CCV, gerado de forma eletrônica pelo sistema, conforme modelo estabelecido na
regulamentação vigente, deve ser assinado pelo(s) representante(s) legal(is) do
agente varejista e da unidade consumidora representada.
3.11.2
A assinatura do CCV ocorre, única e exclusivamente, por meio da assinatura
eletrônica avançada, sendo a CCEE responsável por:
a)
assegurar, de maneira unívoca, a assinatura ao signatário;
b)
utilizar dados para a criação de assinatura cujo signatário possa, com elevado
nível de confiança, operar sob o seu controle exclusivo; e
c)
relacionar a assinatura aos dados a ela associados de tal modo que qualquer
modificação posterior possa ser detectável.
3.11.3
O agente varejista se compromete e se responsabiliza, no âmbito da CCEE, pela
validade e regularidade dos dados apresentados, incluindo os poderes de todos
os signatários dos documentos que serão gerados de forma eletrônica.
3.11.4
Os representantes legais das partes devem ter poderes de representação e a
inobservância a esse requisito pode fazê-los incorrer em responsabilidade
civil, criminal e administrativa, nos termos da legislação vigente.
3.12
Em caso de alteração de titularidade da unidade consumidora, o agente varejista
deve celebrar CCV com o novo titular.
Condições
gerais para habilitação do representado
3.13
Após o atendimento das premissas da seção anterior, a solicitação de
habilitação do representado deve ser realizada pelo agente varejista,
exclusivamente, por meio do sistema, informando, no mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado, ao qual a unidade consumidora está conectada;
c)
O e-mail de contato do titular da unidade consumidora, sendo vedada a indicação
de e mail vinculado ao agente varejista;
d)
A informação se o representado é pessoa física ou pessoa jurídica;
e)
No caso de pessoa jurídica, o CNPJ do titular da unidade consumidora;
f)
O código do perfil em que a unidade consumidora deve ser contabilizada;
g)
O agente varejista responsável pela representação;
h)
O mês pretendido para início da contratação;
i)
A data da denúncia junto à distribuidora.
3.14
Especificamente em relação à informação de perfil em que a unidade consumidora
deve ser contabilizada, constante na premissa anterior:
3.14.1
Em caso de comercialização de energia oriunda de fontes incentivadas, é responsabilidade
do agente varejista indicar que o perfil terá esta característica.
3.14.2
O agente conectado deve conceder o desconto na TUSD provisório e pré-fixado,
conforme as Regras de Comercialização, para o mês de migração da unidade
consumidora ao ACL até que seja divulgado, pela CCEE, o primeiro relatório de
desconto aplicável ao referido perfil, devidamente apurado.
3.14.3
O agente conectado deve acessar os relatórios divulgados pela CCEE, em seu
site, para certificar-se de que se trata de um perfil incentivado ou não.
3.15
O agente conectado responsável pela unidade consumidora deve ser notificado,
por meio eletrônico, para validar o cadastro inicial realizado pelo agente
varejista e acrescentar as seguintes informações, no mínimo:
a)
O submercado;
b)
O código da distribuidora supridora (no caso de unidade consumidora conectada
em distribuidora não agente da CCEE);
c)
O montante de uso do sistema de distribuição (MUSD).
d)
A declaração de histórico de consumo (em MW médio, referente à média de consumo
histórico dos últimos doze meses);
e)
O pagamento pelo encerramento antecipado do Contrato de Compra de Energia
Regulada (CCER), se houver.
3.15.1
Caso as informações de que tratam os itens “a”, “b” e “c” da premissa anterior
não sejam declaradas pelo agente conectado, a CCEE deve considerar: o
submercado de atuação do agente conectado (nos casos de agente conectado com
atuação em mais de um submercado, considerar o submercado Sudeste/Centro
Oeste); distribuidora supridora igual a cadastrada nos sistemas da CCEE para o
respectivo agente conectado; o MUSD igual a 500kW.
3.15.2
O agente conectado atesta a adimplência da unidade consumidora em caso de
aprovação da solicitação.
3.15.3
A ausência de informações necessárias para o cadastro da unidade consumidora
pelo agente conectado não pode ser impeditiva para a conclusão do processo.
3.15.4
Caso a solicitação não seja aprovada, o agente conectado deve informar o motivo
e indicar solução para regularização, cabendo ao agente varejista ajustar e
abrir nova solicitação.
3.15.5
Com a aprovação da solicitação pelo agente conectado, opera-se a eficácia do
CCV.
3.16
Todas as solicitações que dependam de validação do agente conectado devem ser
por este analisadas e respondidas em até cinco dias úteis (5du).
3.16.1
Em caso de descumprimento por parte do agente conectado, a CCEE deve informar à
ANEEL, por meio de relatório específico.
3.17
Todos os processos consistidos e validados sem pendências até M-12du serão
considerados para o mês de referência “M”.
3.18
Atividades de inclusão ou manutenção de perfil podem ser realizadas pelo agente
varejista até MS+3du, desde que se refiram, obrigatoriamente, à alteração de
perfil de cadastro de unidade consumidora representada por agente varejista.
3.18.1
O agente varejista deve informar, por meio do sistema, no mínimo: a) O código
da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada; c) O
código do perfil em que unidade consumidora deve ser contabilizada; d) O início
da vigência.
3.18.2
As operações realizadas por meio desse perfil seguem os prazos estabelecidos
nos Procedimentos de Comercialização aplicáveis.
3.19
Alterações de dados cadastrados no sistema podem ser realizadas pelo agente
varejista até MS+3du, desde que se refiram às seguintes informações:
a)
O e-mail de contato do titular da unidade consumidora, sendo vedada a indicação
de e mail vinculado ao agente varejista;
b)
A informação se o representado é pessoa física ou pessoa jurídica;
c)
No caso de pessoa jurídica, o CNPJ do titular da unidade consumidora, devendo
ser atendida a seção “Celebração do Contrato para Comercialização Varejista”.
3.19.1
O agente conectado será notificado sobre as alterações realizadas pelo agente
varejista.
3.20
Alterações de dados cadastrados no sistema podem ser realizadas pelo agente
conectado até MS+3du, desde que se refiram às seguintes informações:
a)
Ao submercado;
b)
Ao código da distribuidora supridora (no caso de unidade consumidora conectada
em distribuidora não agente da CCEE);
c)
Ao MUSD;
d)
À declaração de histórico de consumo;
e)
Ao status da unidade consumidora;
f)
Aos motivadores das alterações cadastrais
3.20.1
O agente varejista será notificado sobre as alterações realizadas pelo agente
conectado.
3.21
O agente varejista, ao solicitar o cadastro da unidade consumidora, e o agente
conectado, ao validar a solicitação, se comprometem e se responsabilizam pela
validade das informações apresentadas, além de atestarem a adimplência dos
representados que desejam migrar suas unidades consumidoras.
3.22
O agente varejista e o agente conectado devem acompanhar o andamento das
solicitações por meio do sistema.
3.23
A CCEE não presta informações sobre as operações que o agente varejista realiza
em nome do representado, cabendo tal esclarecimento ser realizado pelo próprio
agente varejista.
3.24
Cada unidade consumidora deve estar contratada com um único agente varejista,
para a mesma vigência.
3.25
A vigência da representação se dá por prazo indeterminado, integrando-se por
períodos completos de contabilização.
3.26
No caso de substituição de agente varejista, a transferência do histórico de
comercialização é vedada.
3.26.1
A transferência do histórico de consumo ocorre apenas para fins de rateio do
Encargo de Energia de Reserva (EER), nos termos das Regras de Comercialização a
serem aprovadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
Coleta
de dados de medição
3.27
O agente de medição (agente conectado) é responsável por enviar, diariamente,
os dados de consumo ativo de todas as unidades consumidoras por ele validadas e
cujas migrações tenham sido efetivadas na CCEE, para um determinado mês “M”,
consistidos em 5 em 5 minutos considerando, no mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada;
c)
Os valores de consumo ativo;
d)
A informação se o dado de consumo foi medido ou ajustado.
3.28
O prazo limite para envio dos dados de medição é até MS+7du.
3.29
O agente de medição (agente conectado) deve considerar os percentuais de perda
técnica em transformação e/ou em linha, quando aplicável (para os pontos
abrangidos pelo módulo 5 do PRODIST, conforme regulamentação vigente).
3.30
Os dados de medição enviados pelo agente conectado acessado já passaram pelos
procedimentos próprios de consistência, consolidação e análise crítica, aplicados
para seus faturamentos de Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD).
3.31
Caso seja necessário estimar os dados de medição, o agente deve adotar a
metodologia para estimativa de dados de medição descrita no anexo 7.2.
3.32
No caso de o dado de medição horário ultrapassar em mais de 25% o MUSD
cadastrado, o dado será rejeitado e o agente conectado será notificado.
3.32.1
Os dados rejeitados serão considerados com valores igual a zero e não serão
estimados pela CCEE.
3.33
O agente varejista deve consultar os dados de medição individuais de seus
representados por meio do sistema.
3.34
Em caso de substituição do agente varejista atual por outro, o novo agente
varejista que, já habilitado, pretenda efetivar a representação deve,
previamente, celebrar novo CCV com o representado, nos termos da regulamentação
vigente e da seção específica deste submódulo, e solicitar, por meio do
sistema, a transferência dessa unidade consumidora, informando, no mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada; c) O
código do novo agente varejista responsável pela representação;
d)
O código do perfil em que a unidade consumidora deve ser contabilizada; e) O
mês pretendido para início da nova contratação.
3.35
Em caso de retorno da unidade consumidora ao mercado cativo, o agente conectado
responsável deve, previamente, celebrar CCER ou aceitar fornecer o atendimento
sem celebração de CCER, nos termos da regulamentação vigente, e solicitar, por
meio do sistema, a transferência dessa unidade consumidora, informando, no
mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada; c) O
mês pretendido para início da nova contratação;
d)
A sinalização de que o atendimento será fornecido com ou sem a celebração de
CCER.
3.36
O mês pretendido para início da nova contratação, mencionado nas premissas
anteriores, deve ser indicado respeitando, no mínimo, noventa dias contados a
partir da data da solicitação realizada no sistema (exemplo: se o mês
pretendido para início da nova contratação for maio, a solicitação deve ser
realizada no sistema pelo novo agente varejista ou pelo agente conectado até o
último dia de janeiro).
3.36.1
O prazo mínimo de noventa dias é dispensado em caso de resilição contratual por
iniciativa de ambas as partes (comum acordo).
3.37
Realizada a solicitação no sistema pelo novo agente varejista ou pelo agente
conectado responsável, o sistema enviará notificação ao atual agente varejista
representante da unidade consumidora, que deve analisar e responder a
solicitação até M-12du, sendo “M” o mês pretendido para início da nova
contratação.
3.37.1
Caso a solicitação seja aprovada, a nova representação varejista ou o retorno
da unidade consumidora ao mercado cativo terá início a partir do primeiro dia
do mês pretendido.
3.37.1.1
Ao aprovar a solicitação, o atual agente varejista atesta a adimplência da
unidade consumidora.
3.37.2
Caso a solicitação não seja aprovada, o atual agente varejista deve apresentar
como justificativa:
3.37.2.1
A inadimplência da unidade consumidora: nesse caso, o sistema deve notificar a
unidade consumidora e o agente conectado até M-11du (sendo “M” o mês pretendido
para início da nova contratação) para a operacionalização da suspensão do
fornecimento de energia elétrica, nos termos da seção específica deste
submódulo; ou
3.37.2.2
O cancelamento da solicitação, a pedido do representado: nesse caso, a unidade
consumidora permanecerá sob responsabilidade do atual agente varejista.
3.37.3
Caso o agente varejista atual não responda à solicitação no prazo estabelecido,
a transferência da unidade consumidora para o novo agente varejista ou para o
agente conectado, conforme o caso, será realizada de forma compulsória pela CCEE
e terá início a partir do primeiro dia do mês pretendido, desde que respeitados
os noventa dias mínimos contados a partir da data da solicitação realizada no
sistema. Caso o prazo mínimo não seja respeitado, a solicitação será cancelada
e a unidade consumidora permanecerá sob responsabilidade do agente varejista
atual.
3.37.3.1
Ao não responder à solicitação, o atual agente varejista enseja em
descumprimento de obrigação e a comprovação da adimplência da unidade
consumidora resta pendente, cabendo à CCEE dar ciência ao novo agente varejista
ou ao agente conectado.
3.38
Especificamente em caso de adesão à CCEE (hipótese permitida apenas quando a representação
varejista não for obrigatória), o representado deve enviar a notificação para
encerramento do CCV ao agente varejista representante e à CCEE, indicando o mês
pretendido para adesão à CCEE, que deve respeitar, no mínimo, noventa dias
contados a partir da data de recebimento da notificação pelo agente varejista.
3.38.1
O recebimento da notificação pelo agente varejista é comprovado por meio do
comprovante de recebimento de e-mail registrado ou aviso de recebimento dos
Correios, a ser apresentado quando solicitado.
3.38.2
Para adesão à CCEE, o representado deve atender ao disposto nos submódulos 1.1
– Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de agentes, bem como informar à CCEE:
a)
A data de recebimento da notificação para encerramento do CCV enviada ao agente
varejista;
b)
O mês pretendido para adesão, que deve ser o mesmo informado na notificação
enviada ao agente varejista, exceto em caso de comum acordo;
c)
O(s) código(s) da(s) unidade(s) consumidora(s) que será(ão) modelada(s)
individualmente, bem como o(s) respectivo(s) agente(s) conectado(s).
3.38.3
A CCEE enviará notificação ao atual agente varejista representante da unidade
consumidora, que deve informar a adimplência da unidade consumidora até M 12du,
sendo “M” o mês pretendido para adesão à CCEE.
3.38.4
A adesão terá início a partir do primeiro dia do mês pretendido, desde que
atendido ao disposto nos submódulos 1.1 – Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de
agentes e ao atestado de adimplência fornecido pelo atual agente varejista.
3.38.5
Caso o atual agente varejista não ateste a adimplência da unidade consumidora,
a CCEE deve notificar a unidade consumidora e o agente conectado até M-11du
(sendo “M” o mês pretendido para adesão à CCEE) para a operacionalização da
suspensão do fornecimento de energia elétrica, nos termos da seção específica
deste submódulo.
3.38.6
Caso o agente varejista atual não responda à solicitação no prazo estabelecido,
a adesão será realizada de forma compulsória pela CCEE e terá início a partir
do primeiro dia do mês pretendido, desde que atendido ao disposto nos
submódulos 1.1 – Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de agentes e desde que
respeitados os noventa dias mínimos de que trata a premissa 3.38. Caso o prazo
mínimo não seja respeitado, a solicitação será cancelada e a unidade consumidora
permanecerá sob responsabilidade do agente varejista atual.
3.38.6.1
Ao não responder à solicitação, o atual agente varejista enseja em
descumprimento de obrigação e a comprovação da adimplência da unidade
consumidora resta pendente.
Resilição
contratual por iniciativa do representante
3.39
O agente varejista deve enviar a notificação para encerramento do CCV ao
representado, com as informações estabelecidas pela regulamentação vigente, no
prazo mínimo de noventa dias antecedentes à data pretendida para o término da
contratação, ou seja, o último dia do último mês que o agente varejista deseja
representar o consumidor (exemplo: se o mês pretendido para término da
contratação for abril, a notificação deve ser recebida pelo representado até o
último dia de janeiro).
3.39.1
O recebimento da notificação pelo representado é comprovado por meio do
comprovante de recebimento de e-mail registrado ou aviso de recebimento dos
Correios, a ser apresentado quando solicitado.
3.40
Em caso de substituição do agente varejista atual por outro, o novo agente
varejista, que, já habilitado, pretenda efetivar a representação deve,
previamente, celebrar novo CCV com o representado, nos termos da regulamentação
vigente e da seção específica deste submódulo, e solicitar, por meio do
sistema, a transferência dessa unidade consumidora, informando, no mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada; c) O
código do novo agente varejista responsável pela representação;
d)
O código do perfil em que a unidade consumidora deve ser contabilizada; e) O
mês pretendido para início da nova contratação.
3.41
Em caso de retorno da unidade consumidora ao mercado cativo, o agente conectado
responsável deve, previamente, celebrar CCER ou aceitar fornecer o atendimento
sem celebração de CCER, nos termos da regulamentação vigente, e solicitar, por
meio do sistema, a transferência dessa unidade consumidora, informando, no
mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada; c) O
mês pretendido para início da nova contratação;
d)
A sinalização de que o atendimento será fornecido com ou sem a celebração de
CCER.
3.42
O mês pretendido para início da nova contratação, mencionado nas premissas
anteriores, deve ser indicado respeitando, no mínimo, noventa dias contados a
partir da data de recebimento, pelo consumidor, da notificação para
encerramento do CCV enviada pelo agente varejista atual (exemplo: se o mês pretendido
para início da nova contratação for maio, o representado deve receber a
notificação enviada pelo atual agente varejista até o último dia de janeiro).
3.42.1
O prazo mínimo de noventa dias é dispensado em caso de resilição contratual por
iniciativa de ambas as partes (comum acordo).
3.43
Realizada a solicitação no sistema pelo novo agente varejista ou pelo agente
conectado responsável, o sistema enviará notificação ao atual agente varejista
representante da unidade consumidora, que deve analisar e responder a
solicitação até M-12du, sendo “M” o mês pretendido para início da nova
contratação.
3.43.1
Caso a solicitação seja aprovada, a nova representação varejista ou o retorno
da unidade consumidora ao mercado cativo terá início a partir do primeiro dia
do mês pretendido.
3.43.1.1
Ao aprovar a solicitação, o atual agente varejista atesta a adimplência da
unidade consumidora.
3.43.2
Caso a solicitação não seja aprovada, o atual agente varejista deve apresentar
como justificativa:
3.43.2.1
A inadimplência da unidade consumidora: nesse caso, o sistema deve notificar a
unidade consumidora e o agente conectado até M-11du (sendo “M” o mês pretendido
para início da nova contratação) para a operacionalização da suspensão do
fornecimento de energia elétrica, nos termos da seção específica deste
submódulo; ou
3.43.2.2
O cancelamento da solicitação, a pedido do representado: nesse caso, a unidade
consumidora permanecerá sob responsabilidade do atual agente varejista.
3.43.3
Caso o agente varejista atual não responda à solicitação no prazo estabelecido,
a transferência da unidade consumidora para o novo agente varejista ou para a
distribuidora/permissionária, conforme o caso, será realizada de forma
compulsória pela CCEE e terá início a partir do primeiro dia do mês pretendido,
desde que respeitados os noventa dias mínimos contados a partir da data da
solicitação realizada no sistema. Caso o prazo mínimo não seja respeitado, a
solicitação será cancelada e a unidade consumidora permanecerá sob responsabilidade
do agente varejista atual.
3.43.3.1
Ao não responder à solicitação, o atual agente varejista enseja em
descumprimento de obrigação e a comprovação da adimplência da unidade
consumidora resta pendente, cabendo à CCEE dar ciência ao novo agente varejista
ou agente conectado.
3.44
Especificamente em caso de adesão à CCEE (quando a representação varejista não
for obrigatória), o representado deve atender ao disposto nos submódulos 1.1 –
Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de agentes, bem como informar à CCEE:
a)
A data em que recebeu a notificação para encerramento do CCV enviada pelo
agente varejista;
b)
O mês pretendido para adesão, que deve respeitar, no mínimo, noventa dias
contados a partir da data de recebimento da notificação enviada pelo agente
varejista, exceto em caso de comum acordo;
c)
O(s) código(s) da(s) unidade(s) consumidora(s) que será(ão) modelada(s)
individualmente, bem como o(s) respectivo(s) agente(s) conectado(s).
3.44.1
A CCEE enviará notificação ao atual agente varejista representante da unidade
consumidora, que deve informar a adimplência da unidade consumidora até M 12du,
sendo “M” o mês pretendido para adesão à CCEE.
3.44.2
A adesão terá início a partir do primeiro dia do mês pretendido, desde que
atendido ao disposto nos submódulos 1.1 – Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de
agentes e ao atestado de adimplência fornecido pelo atual agente varejista.
3.44.3
Caso o atual agente varejista não ateste a adimplência da unidade consumidora,
a CCEE deve notificar a unidade consumidora e o agente conectado até M-11du
(sendo “M” o mês pretendido para adesão à CCEE) para a operacionalização da
suspensão do fornecimento de energia elétrica, nos termos da seção específica
deste submódulo.
3.44.4
Caso o agente varejista atual não responda à solicitação no prazo estabelecido,
a adesão será realizada de forma compulsória pela CCEE e terá início a partir
do primeiro dia do mês pretendido, desde que atendido ao disposto nos
submódulos 1.1 – Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de agentes e desde que
respeitados os noventa dias mínimos de que trata a premissa 3.44. Caso o prazo
mínimo não seja respeitado, a solicitação será cancelada e a unidade
consumidora permanecerá sob responsabilidade do agente varejista atual.
3.44.4.1
Ao não responder à solicitação, o atual agente varejista enseja descumprimento
de obrigação e a comprovação da adimplência da unidade consumidora resta
pendente.
3.45
A partir de M-11du, sendo “M” o mês pretendido para início da nova contratação,
caso o representado não tenha celebrado novo CCV com qualquer dos agentes
varejistas disponíveis, não tenha celebrado CCER junto ao agente conectado
local, não tenha o aceite do agente conectado para o atendimento sem celebração
de CCER ou não tenha aderido à CCEE (quando a representação varejista não for obrigatória),
o agente varejista deve, por meio do sistema:
3.45.1
Informar ao agente conectado para a operacionalização da suspensão do
fornecimento de energia elétrica de todas as unidades consumidoras
correspondentes ao representado, nos termos da seção específica deste
submódulo;
3.45.2
Indicar a data de recebimento da notificação para encerramento do CCV enviada
ao representado e o motivador do pedido de suspensão de fornecimento.
Resolução
contratual por iniciativa do representado, decorrente de inadimplemento do
representante
3.46
Em caso de substituição do agente varejista atual por outro, o novo agente
varejista que, já habilitado, pretenda efetivar a representação deve,
previamente, celebrar novo CCV com o representado, nos termos da regulamentação
vigente e da seção específica deste submódulo, e solicitar, por meio do
sistema, a transferência dessa unidade consumidora, informando, no mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada;
c)
O código do novo agente varejista responsável pela representação;
d)
O código do perfil em que a unidade consumidora deve ser contabilizada;
e)
O mês pretendido para início da nova contratação.
3.47
Em caso de retorno da unidade consumidora ao mercado cativo, o agente conectado
responsável deve, previamente, celebrar CCER ou aceitar fornecer o atendimento
sem celebração de CCER, nos termos da regulamentação vigente, e solicitar, por
meio do sistema, a transferência dessa unidade consumidora, informando, no
mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada; c) O
mês pretendido para início da nova contratação;
d)
A sinalização de que o atendimento será fornecido com ou sem a celebração de
CCER.
3.48
O mês pretendido para início da nova contratação, mencionado nas premissas
anteriores, deve ser indicado respeitando, no mínimo, quinze dias contados a
partir da data da solicitação realizada no sistema (exemplo: se o mês
pretendido para início da nova contratação for maio, a solicitação deve ser
realizada no sistema pelo novo varejista ou pelo agente conectado até o dia 15
de abril).
3.49
Realizada a solicitação no sistema pelo novo agente varejista ou pelo agente
conectado responsável, o sistema enviará notificação ao atual agente varejista
representante da unidade consumidora, que deve analisar e responder a
solicitação até M-12du, sendo “M” o mês pretendido para início da nova
contratação.
3.49.1
Caso a solicitação seja aprovada, a nova representação varejista ou o retorno
da unidade consumidora ao mercado cativo terá início a partir do primeiro dia
do mês pretendido.
3.49.1.1
Ao aprovar a solicitação, o atual agente varejista atesta a adimplência da
unidade consumidora.
3.49.2
Caso a solicitação não seja aprovada, o atual agente varejista deve apresentar
como justificativa:
3.49.2.1
A inadimplência da unidade consumidora: nesse caso, o sistema deve notificar a
unidade consumidora e o agente conectado até M-11du (sendo “M” o mês pretendido
para início da nova contratação) para a operacionalização da suspensão do
fornecimento de energia elétrica, nos termos da seção específica deste submódulo;
ou
3.49.2.2
O cancelamento da solicitação, a pedido do representado: nesse caso, a unidade
consumidora permanecerá sob responsabilidade do atual agente varejista.
3.49.3
Caso o agente varejista atual não responda à solicitação no prazo estabelecido,
a transferência da unidade consumidora para o novo agente varejista ou para o
agente conectado, conforme o caso, será realizada de forma compulsória pela
CCEE e terá início a partir do primeiro dia do mês pretendido, desde que
respeitados os quinze dias mínimos contados a partir da data da solicitação
realizada no sistema. Caso o prazo mínimo não seja respeitado, a solicitação
será cancelada e a unidade consumidora permanecerá sob responsabilidade do
agente varejista atual.
3.49.3.1
Ao não responder à solicitação, o atual agente varejista enseja em
descumprimento de obrigação e a comprovação de adimplência da unidade
consumidora resta pendente, cabendo à CCEE dar ciência ao novo agente varejista
ou ao agente conectado.
3.50
Especificamente em caso de adesão à CCEE (hipótese permitida apenas quando a
representação varejista não for obrigatória), o representado deve enviar a
notificação para encerramento do CCV ao agente varejista representante e à
CCEE, indicando o mês pretendido para adesão à CCEE, que deve respeitar, no
mínimo, quinze dias contados a partir da data de recebimento da notificação
pelo agente varejista.
3.50.1
O recebimento da notificação pelo agente varejista é comprovado por meio do
comprovante de recebimento de e-mail registrado ou aviso de recebimento dos
Correios, a ser apresentado quando solicitado.
3.50.2
Para adesão à CCEE, o representado deve atender ao disposto nos submódulos 1.1
– Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de agentes, bem como informar à CCEE:
a)
A data de recebimento da notificação para encerramento do CCV enviada ao agente
varejista;
b)
O mês pretendido para adesão, que deve ser o mesmo informado na notificação
enviada ao agente varejista, exceto em caso de comum acordo;
c)
O(s) código(s) da(s) unidade(s) consumidora(s) que será(ão) modelada(s)
individualmente, bem como o(s) respectivo(s) agente(s) conectado(s).
3.50.3
A CCEE enviará notificação ao atual agente varejista representante da unidade
consumidora, que deve analisar e responder a solicitação até M-12du, sendo “M”
o mês pretendido para adesão à CCEE.
3.50.4
A adesão terá início a partir do primeiro dia do mês pretendido, desde que
atendido ao disposto nos submódulos 1.1 – Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de
agentes e ao atestado de adimplência fornecido pelo atual agente varejista.
3.50.5
Caso o atual agente varejista não ateste a adimplência da unidade consumidora,
a CCEE deve notificar a unidade consumidora e o agente conectado até M-11du
(sendo “M” o mês pretendido para adesão à CCEE) para a operacionalização da
suspensão do fornecimento de energia elétrica, nos termos da seção específica
deste submódulo.
3.50.6
Caso o agente varejista atual não responda à solicitação no prazo estabelecido,
a adesão será realizada de forma compulsória pela CCEE e terá início a partir
do primeiro dia do mês pretendido, desde que atendido ao disposto nos
submódulos 1.1 – Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de agentes e desde que
respeitados os quinze dias mínimos de que trata a premissa 3.50. Caso o prazo
mínimo não seja respeitado, a solicitação será cancelada e a unidade
consumidora permanecerá sob responsabilidade do agente varejista atual.
3.50.6.1
Ao não responder à solicitação, o atual agente varejista enseja em
descumprimento de obrigação e a comprovação de adimplência da unidade
consumidora resta pendente.
Resolução
contratual por iniciativa do representante, decorrente de inadimplemento do
representado
3.51
O agente varejista deve enviar a notificação para encerramento do CCV ao
representado, com as informações estabelecidas pela regulamentação vigente, no
prazo mínimo de quinze dias antecedentes à data pretendida para o término da
contratação.
3.51.1
O recebimento da notificação pelo representado é comprovado por meio do
comprovante de recebimento de e-mail registrado ou aviso de recebimento dos
Correios, a ser apresentado quando solicitado.
3.52
A partir do 16º dia, contados a partir da data de recebimento da notificação
enviada pelo agente varejista, caso o representado não tenha celebrado novo CCV
com qualquer dos agentes varejistas disponíveis, não tenha celebrado CCER junto
ao agente conectado local nem tenha aderido à CCEE (quando a representação
varejista não for obrigatória), o agente varejista deve, por meio do sistema:
3.52.1
Informar ao agente conectado para a operacionalização da suspensão do
fornecimento de energia elétrica de todas as unidades consumidoras
correspondentes ao representado, nos termos da seção específica deste
submódulo;
3.52.2
Indicar a data de recebimento da notificação para encerramento do CCV enviada
ao representado e o motivador do pedido de suspensão de fornecimento.
Inabilitação
e desligamento voluntários do agente varejista da CCEE
3.53
O agente varejista deve notificar seus representados sobre o encerramento do
CCV, com antecedência mínima de noventa dias da data pretendida para o término
da contratação, ou seja, o último dia do último mês que o agente varejista
deseja operar na CCEE.
3.53.1
O recebimento da notificação pelo representado é comprovado por meio do
comprovante de recebimento de e-mail registrado ou aviso de recebimento dos
Correios, a ser apresentado quando solicitado.
3.54
O representado deve diligenciar pela continuidade de suas operações exercendo uma
das seguintes opções: celebrar novo CCV com qualquer dos agentes varejistas
disponíveis, aderir à CCEE (quando a representação varejista não for
obrigatória), celebrar CCER junto ao agente conectado ou ter o aceite do agente
conectado para o atendimento sem celebração de CCER, devendo ser seguidas todas
as diretrizes determinadas por este submódulo para a resilição contratual por
iniciativa do representado.
3.55
Enquanto não houver a conclusão do disposto na premissa anterior, o
representado permanece sob responsabilidade do agente varejista.
3.56
A inabilitação e o desligamento voluntários do agente varejista estão
condicionados à inexistência de unidades consumidoras representadas sob todos
os seus perfis, dentre outros requisitos estabelecidos no submódulo 1.6 –
Comercialização varejista.
Inabilitação
e desligamento do agente varejista por iniciativa da CCEE
3.57
Para os casos de instauração do processo de inabilitação ou desligamento do
agente varejista, a CCEE deve notificar as unidades consumidoras representadas
por meio dos e mails informados pelo agente varejista, nos termos da seção
“Condições gerais para habilitação do representado”, com as informações
estabelecidas pela regulamentação vigente e com a indicação do mês previsto
para a deliberação da inabilitação ou desligamento do agente varejista, para
que diligenciem pela continuidade de suas operações:
3.57.1
Em caso de contratação com novo agente varejista, este deve, previamente,
celebrar novo CCV com o representado, nos termos da regulamentação vigente e da
seção específica deste submódulo, e solicitar, por meio do sistema, a
transferência dessa unidade consumidora, informando, no mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada;
c)
O código do novo agente varejista responsável pela representação;
d)
O código do perfil em que a unidade consumidora deve ser contabilizada;
e)
O mês pretendido para início da nova contratação.
3.57.2
Em caso de retorno da unidade consumidora ao mercado cativo, o agente conectado
responsável deve, previamente, celebrar CCER ou aceitar fornecer o atendimento
sem celebração de CCER, nos termos da regulamentação vigente, e solicitar, por
meio do sistema, a transferência dessa unidade consumidora, informando, no
mínimo:
a)
O código da unidade consumidora;
b)
O código do agente conectado ao qual a unidade consumidora está conectada;
c)
O mês pretendido para início da nova contratação;
d)
A sinalização de que o atendimento será fornecido com ou sem a celebração de
CCER.
3.57.3
Especificamente em caso de adesão à CCEE (hipótese permitida apenas quando a
representação varejista não for obrigatória), o representado deve atender ao
disposto nos submódulos 1.1 – Adesão à CCEE e 1.2 – Cadastro de agentes, bem
como informar à CCEE o(s) código(s) da(s) unidade(s) consumidora(s) que
será(ão) modelada(s) individualmente, bem como o(s) respectivo(s) agente(s)
conectado(s).
3.57.4
O mês pretendido para início da nova contratação ou da adesão à CCEE,
mencionado nas subpremissas anteriores, deve ser o mês seguinte ao da
deliberação do processo de inabilitação ou desligamento do atual agente
varejista.
3.57.5
As opções a serem exercidas pelo representado não requerem aprovações do atual
agente varejista, sendo todas elas efetivadas independentemente da atuação do
atual agente varejista até a extinção do processo de inabilitação ou
desligamento do atual agente varejista.
3.58
Em até cinco dias da deliberação que decidir pela inabilitação ou desligamento
do agente varejista, a CCEE deve enviar novas notificações às unidades
consumidoras representadas, por meio dos e-mails informados pelo agente
varejista, nos termos da seção “Condições gerais para habilitação do
representado”, com as informações estabelecidas pela regulamentação vigente,
concedendo o prazo de até MS-12du (sendo “M” o mês da deliberação do processo
de inabilitação ou desligamento do atual agente varejista) para diligenciarem
pela continuidade de suas operações, nos termos das subpremissas anteriores.
3.59
Na constatação de eventual problema no e-mail do representado cadastrado pelo
atual agente varejista, a CCEE poderá acionar o agente conectado, a qualquer
tempo, para prestar a informação mais atualizada em até cinco dias úteis.
3.60
A partir de MS-11du, sendo “M” o mês da deliberação do processo de inabilitação
ou desligamento do atual agente varejista, caso o representado não tenha
exercido qualquer das opções visando dar continuidade às suas operações, a CCEE
deve, por meio do sistema:
3.60.1
Informar ao agente conectado para a operacionalização da suspensão do
fornecimento de energia elétrica de todas as unidades consumidoras
correspondentes ao representado, nos termos da seção específica deste
submódulo.
3.61
A inabilitação e o desligamento do agente varejista, por iniciativa da CCEE,
operam efeitos a partir do primeiro dia do mês subsequente à efetivação da
suspensão do fornecimento à última unidade consumidora representada.
Suspensão
de fornecimento de energia elétrica
3.62
Realizada a solicitação de suspensão de fornecimento, o sistema enviará
notificação ao agente conectado para proceder à suspensão do fornecimento da
unidade consumidora no prazo estabelecido na regulamentação vigente, bem como
responder no sistema em até quarenta e oito horas de sua execução, indicando a
data efetiva em que foi realizada a suspensão do fornecimento.
3.62.1
Caso a suspensão de fornecimento não seja efetivada no prazo estabelecido, deve
ser apresentada a justificativa no sistema.
3.62.2
Em caso de ultrapassagem do prazo máximo para suspensão do fornecimento,
decorrente de responsabilidade exclusiva do agente conectado:
a)
Distribuidora agente da CCEE, os débitos referentes ao consumo da unidade consumidora
serão alocados para responsabilidade da distribuidora a partir do primeiro dia
subsequente ao prazo máximo estabelecido para suspensão do fornecimento, nos
termos das Regras de Comercialização.
b)
Distribuidora não agente da CCEE, os débitos referentes ao consumo da unidade
consumidora serão alocados para responsabilidade da distribuidora supridora a
partir do primeiro dia subsequente ao prazo máximo estabelecido para suspensão
do fornecimento, nos termos das Regras de Comercialização. Nesse caso, os
valores arcados pela distribuidora supridora serão divulgados pela CCEE para
cobrança bilateral, podendo configurar inadimplência setorial.
3.62.3
Caso a suspensão de fornecimento seja efetivada após o prazo máximo
estabelecido, é necessário que o agente conectado responda no sistema para que
a CCEE dê o tratamento adequado em relação à alocação dos débitos da unidade
consumidora.
3.63
Na ocorrência de qualquer das situações previstas na premissa anterior, o
agente varejista deve ser notificado por meio do sistema.
3.64
O agente varejista pode cancelar a solicitação de suspensão de fornecimento ao
agente conectado até o quarto dia do envio da notificação em que requereu a
suspensão, desde que a efetivação da suspensão de fornecimento ainda não tenha
sido informada no sistema.
3.65
Em caso de suspensão de fornecimento, o representado pode retornar ao modelo
simplificado desde que realize:
3.65.1
A quitação de suas pendências com o último agente varejista, inclusive, quando
aplicável, de sua matriz e/ou filial(is);
3.65.2
Nova habilitação (cadastro e migração) de suas unidades consumidoras, conforme
seção específica deste submódulo.
3.66
Para saída de unidade consumidora do modelo simplificado e adesão à CCEE pelo
modelo tradicional, ao validar a solicitação no sistema de cadastro de ativos
da CCEE, o agente conectado atesta que a unidade consumidora não saiu do modelo
simplificado em razão de processo de suspensão de fornecimento, exceto em caso
de realização da premissa 3.65.1.
3.67
O agente conectado deve alterar o status da unidade consumidora no sistema,
inativando o em caso de:
i)
encerramento da relação contratual junto ao agente conectado; ou
ii)
alteração de titularidade da unidade consumidora com a celebração de CCER.
3.68
Para os casos de suspensão de fornecimento compulsório da unidade consumidora
cuja relação contratual tenha sido encerrada junto ao agente conectado, é
responsabilidade do agente conectado informar tal suspensão ao agente
varejista, por meio do sistema. A partir desta informação, não será mais
necessário o envio dos dados de medição.
4.
LISTA DE DOCUMENTOS
Não
aplicável.
5.
FLUXO DE ATIVIDADES
6.
DESCRIÇÃO DE ATIVIDADES
7.
ANEXOS
7.1
Informações referentes às unidades de consumo
7.2
Metodologia para estimativa dos dados de medição
Período
faltante de 2 horas ou mais:
Considerar
a média de consumo do mesmo dia e hora da semana das últimas 12 semanas de
meses com dados de medição fechados para contabilização (após MS+9du).
Para
os feriados nacionais, deve ser observado:
a)
Quando o feriado for no período histórico, esse dia deverá ser desconsiderado
do cálculo da estimativa;
b)
Quando o feriado for no dia do dado estimado, deve ser considerado como
histórico os dias de domingos das últimas 12 semanas.
Período
faltante de 1 hora:
Considerar
o valor médio da energia dos dois períodos, imediatamente anterior e posterior,
ao período faltante.
Estimativa
por falta de fase:
Considerar:
a)
Na medição a três elementos, na perda total do TP ou da tensão de uma fase
(tensão igual a zero), ou na perda total do TC ou da corrente de uma fase
(corrente igual a zero), os dados devem ser estimados multiplicando-se os dados
coletados por 1,5;
b)
Na medição a três elementos, na perda total dos TP ou das tensões de duas fases
(tensões iguais a zero), ou na perda total dos TC ou das correntes de duas
fases (correntes iguais a zero), os dados devem ser estimados multiplicando-se
os dados coletados por três; e
c)
Na medição a dois elementos, na perda total do TP ou da tensão de uma fase
(tensão igual a zero), ou na perda total do TC ou da corrente de uma fase
(corrente igual a zero), os dados devem ser estimados multiplicando-se os dados
coletados por 2.
ANEXO
X
Módulo
8 – Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD
Submódulo
8.1 – MCSD de Energia Existente
1.
INTRODUÇÃO
O
Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD tem por objetivo permitir
que os agentes de distribuição compensem entre si montantes de energia elétrica
adquiridos em leilões de empreendimentos existentes, promovendo o repasse de
energia entre agentes de distribuição com sobras declaradas (agentes cedentes)
e agentes de distribuição com déficits declarados (agentes cessionários),
conforme previsto no Decreto n° 5.163/2004.
As
declarações de sobras e déficits são voluntárias e o MCSD de Energia Existente
se aplica aos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs
oriundos de leilões de empreendimentos existentes nas modalidades por
disponibilidade, para leilões realizados de 2019 em diante, e por quantidade,
independentemente do ano de sua realização.
2.
OBJETIVO
Estabelecer
as condições, procedimentos e prazos para os agentes da CCEE participarem do
MCSD de Energia Existente nas modalidades Mensal e 4%.
3.
PREMISSAS
3.1.
O agente que tenha interesse em participar do mecanismo deve acessar o sistema
específico para registrar a declaração de sobras ou déficits, de acordo com o
mês de referência de cada modalidade do MCSD de Energia Existente, respeitando
os prazos informados neste submódulo.
3.2.
O calendário de processamento do MCSD de Energia Existente pode ser alterado de
forma excepcional por determinação do Conselho de Administração da CCEE – CAd,
em função da data de realização dos Leilões de Energia, com a prévia emissão de
comunicado aos Agentes e carta à ANEEL, desde que não prejudiquem as operações
do mercado.
3.3.
O processamento de qualquer das modalidades do MCSD de Energia Existente deve
ocorrer somente quando houver declaração de sobras validadas pela CCEE, sendo
que no caso dos CCEARs por disponibilidade somente serão considerados os
produtos dos leilões realizados a partir de 2019.
3.4.
Caso o agente possua algum questionamento relativo às declarações de sobras e
déficits, deve se manifestar à CCEE por meio de chamado via central de
atendimento, no período previsto para declaração.
3.5.
Montantes de energia adquiridos por agente de distribuição cessionário por meio
de contratos firmados a partir do 25° Leilão de Energia Existente são passíveis
de cessão e/ou redução.
3.6.
No resultado do cálculo dos montantes de energia elétrica objeto de cessão e/ou
redução, deve ser considerado o arredondamento dos números com 3 (três) casas
decimais após a vírgula.
3.7.
O auditor independente realiza a confirmação junto aos agentes, das sobras e
déficits que foram inseridos no sistema específico, e valida os dados de
entrada que devem ser utilizados no processamento do MCSD de Energia Existente.
3.8.
As cessões do MCSD de Energia Existente correspondem ao registro do contrato
automático no sistema de contabilização e liquidação da CCEE, com base no
resultado do processamento do mecanismo.
3.9.
Os agentes envolvidos no MCSD de Energia Existente que identificarem a
necessidade de assinatura de Termos de Cessão poderão solicitar à CCEE a
disponibilização dos documentos necessários (os quais serão elaborados com base
em versões anteriormente utilizadas).
3.9.1.
O agente interessado em solicitar a elaboração do Termo de Cessão deve fazê-lo
no prazo de até 1 (um) dia útil anterior à data da primeira liquidação do
processamento originários das cessões.
3.9.2.
O requerimento à CCEE deve ser encaminhado, após verificação do agente
interessado da concordância na assinatura do Termo de Cessão pelas
distribuidoras cessionárias e/ou cedentes e do agente vendedor signatários no
Termo de Cessão.
3.9.3.
A CCEE deve disponibilizar os Termos de Cessão para assinatura dos agentes
envolvidos em até 30 (trinta) dias corridos, contados da data da solicitação.
3.10.
A cessão e a redução são irrevogáveis e irretratáveis, tendo reflexo e validade
por todo o período de vigência remanescente dos respectivos CCEARs e CCGs.
3.11.
Nenhuma modalidade do MCSD de Energia Existente deve ser objeto de
reprocessamento, mesmo nos casos em que houver recontabilizações de meses
impactados pelo MCSD de Energia Existente.
3.12.
Eventual alteração oficial dos critérios de início e término do horário de
verão não enseja reprocessamento dos MCSDs de Energia Existente anteriores. Os
novos critérios devem ser considerados nos processamentos subsequentes a essa
nova definição.
Premissas
específicas para o processamento do MCSD Mensal
3.13.
O MCSD Mensal é processado em razão das seguintes hipóteses:
a)
Exercício, pelos consumidores potencialmente livres, da opção de compra de
energia elétrica proveniente de outro fornecedor (inciso I do artigo 29 do
Decreto n° 5.163/2004).
b)
Suspensão, rescisão, resilição ou redução do Contrato de Comercialização de
Energia com Agente Supridor – CCE500SUP celebrado com agente suprido na
modalidade tarifa regulada, conforme normas de regência (PRORET - Procedimentos
de Regulação Tarifária – Submódulo 11.1).
c)
Migração de consumidores especiais para o Ambiente de Contratação Livre – ACL.
A redução de que trata este item somente se aplica aos CCEARs decorrentes de
leilões de empreendimentos existentes realizados a partir de 27.06.2016.
d)
Demais desvios do mercado dos agentes de distribuição.
3.14.
Para o MCSD Mensal, somente os montantes não compensados das sobras
provenientes dos itens “a”, “b” e “c” da premissa anterior são objeto de
redução.
3.15.
O direito de pleitear a redução atinente aos itens “a” e “c” da premissa 3.13
tem início na data de saída do consumidor do mercado cativo do agente de
distribuição e se extingue no último processamento do MCSD Mensal do ano da
saída do consumidor.
3.15.1.
Caso a saída do consumidor ocorra após o último processamento do MCSD Mensal do
ano da saída do consumidor, o direito de que trata a premissa 3.15 se extingue
no último processamento do MCSD Mensal do ano subsequente.
3.16.
O direito de pleitear a redução atinente ao item “b” da premissa 3.13 tem
início na data de vigência da redução do CCE500SUP entre a distribuidora
supridora e a suprida ou na data de homologação do CCE500SUP pela ANEEL, o que
ocorrer por último, e se extingue no último processamento do MCSD mensal do ano
da redução do CCE500SUP.
3.16.1.
Caso o início do direito de que trata a premissa 3.16 ocorra após o último
processamento do MCSD mensal do ano da redução do CCE500SUP, o direito de
pleitear a redução se extingue no último processamento do MCSD Mensal do ano
subsequente.
3.17.
O MCSD Mensal pode ser realizado nos meses de janeiro a novembro, desde que
exista declaração de sobras validadas pela CCEE.
3.17.1.
O MCSD Mensal pode ser processado com prazos e características diferenciadas,
conforme determinação específica da ANEEL.
3.18.
No caso de declaração de sobras decorrentes da migração de consumidores
potencialmente livres e especiais para o ACL, deve ser disponibilizado no
sistema específico pela CCEE, no prazo de declaração de sobras e déficits
previsto neste submódulo, a informação do(s) consumidor(es) elegível(eis) de
declaração para cada agente de distribuição.
3.18.1.
Os montantes de energia informados são calculados com base nas informações de
histórico de consumo dos últimos 12 (doze) meses anteriores à migração
disponíveis no sistema específico, e já contemplam as perdas na Rede Básica,
que são consideradas pela CCEE como iguais à média das perdas de consumo dos
últimos 12 (doze) meses contabilizados e certificados.
3.19.
Para que o consumidor seja considerado na informação disponibilizada pela CCEE,
é necessário que o processo de modelagem esteja aprovado até a data de início
do prazo de declaração de sobras e déficits.
3.20.
As sobras provenientes da migração dos consumidores potencialmente livres ou
especiais podem ser declaradas, somente, uma única vez.
3.21.
Especificamente para as distribuidoras que possuam unidades consumidoras que
migraram para o ACL conforme submódulo 1.8 - Comercialização varejista – modelo
simplificado, deve ser observado:
3.21.1.
O montante disponível para declaração será disponibilizado em um único conjunto
em MWmédio e não contempla as perdas da Rede Básica, devendo a CCEE acrescer as
perdas para o processamento do MCSD.
3.21.2.
O saldo de sobras provenientes da migração desses consumidores que não for
utilizado, ficará disponível para declaração conforme premissa 3.15 desse
submódulo.
3.22.
Para a declaração de sobras decorrentes de outros desvios de mercado não há
limite, no entanto, a quantidade informada na declaração de sobras de montantes
de energia elétrica será limitada de acordo com o valor máximo declarável para
o agente, conforme informado pelo sistema específico.
3.23.
Para a declaração de sobras decorrentes da redução do CCE500SUP, o agente
cedente deve encaminhar à CCEE, até o prazo M+1du, de forma digital, além do
formulário de declaração de sobras anexo a este submódulo, a seguinte
documentação comprobatória:
a)
Contrato de compra e venda de energia elétrica (CCE500SUP) entre o agente
suprido e o agente supridor e eventuais termos aditivos;
b)
Comprovação do registro do contrato pela ANEEL.
3.24.
A cessão e/ou redução de CCEAR ocorre a partir do mês de execução do
processamento, passando a vigorar por todo o prazo remanescente dos CCEARs.
3.25.
As cessões provenientes do processamento do MCSD Mensal devem manter a curva
(perfil) de sazonalização original de cada CCEAR do agente cedente no ano em
que ocorre o processamento. Para os anos seguintes, as cessões devem seguir a
curva (perfil) de sazonalização de cada CCEAR do agente cessionário, conforme
submódulo 3.2 – Contratos do Ambiente Regulado.
Premissas
específicas para o processamento do MCSD 4%
3.26.
O MCSD 4% é processado em razão de sobras decorrentes de:
a)
Demais desvios do mercado dos agentes de distribuição.
b)
Outras variações de mercado, hipótese na qual pode haver, em cada ano, redução
de até 4% (quatro por cento) do montante inicial contratado em leilão de
energia existente, independentemente do prazo de vigência contratual, do início
do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos anos anteriores
(inciso II do artigo 29 do Decreto nº 5.163/2004).
3.27.
Para o MCSD 4%, caso o montante de sobras validadas seja superior ao montante
de déficits, os montantes não compensados de energia serão objeto de redução de
CCEARs até o limite de 4% do montante originalmente contratado.
3.28.
O calendário de processamento do MCSD 4% deve ser disponibilizado
antecipadamente aos agentes por meio de comunicado, sendo que seu processamento
deve ocorrer preferencialmente no mês de outubro de cada ano.
3.29.
As sobras devem ser sempre inseridas no sistema específico em valores
percentuais do montante originalmente contratado nos CCEARs de energia
existente.
3.30.
As sobras declaradas devem ser limitadas aos montantes dos contratos originais
remanescentes dos respectivos produtos. A CCEE deve considerar os
processamentos de MCSD Mensal ocorridos no ano em curso quando da verificação
do limite regulamentar.
3.31.
Eventual compensação e/ou redução somente tem eficácia a partir do início do
ano subsequente ao da declaração de sobras do agente de distribuição, passando
a vigorar por todo o prazo remanescente dos CCEARs.
3.32.
As cessões provenientes do processamento do MCSD 4% devem seguir a curva
(perfil) de sazonalização de cada CCEAR do agente cessionário, conforme
submódulo 3.2 – Contratos do Ambiente Regulado.
3.33.
No mês em que ocorrer o MCSD 4% não deve ocorrer o MCSD Mensal.
4.
LISTA DE DOCUMENTOS
Não
aplicável.
5.
FLUXO DE ATIVIDADES
6.
DESCRIÇÃO DE ATIVIDADES
7.
ANEXOS
7.1
– Declaração de sobras de montantes de energia elétrica – Redução de Contrato
de Compra e Venda de Energia – CCESUP500 MM/AAAA – XXº Leilão (XXXX-XXXX), YYº
Leilão (XXXX-XXXX), etc
DECLARAÇÃO
DE SOBRAS DE MONTANTES DE ENERGIA ELÉTRICA
REDUÇÃO
DE CONTRATO DE COMPRA E VENDA DE ENERGIA – CCESUP500 MM/AAAA XXº LEILÃO
(XXXX-XXXX), YYº LEILÃO (XXXX-XXXX), ETC
A
, concessionária de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, com
sede na cidade de , Estado de , na , CNPJ/MF nº , neste ato qualificada como
DECLARANTE, por seus representantes abaixo assinados, DECLARA à CÂMARA DE
COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE que:
(a)
possui sobras de montantes de energia elétrica correspondentes a MW médios dos
CCEARs com suprimentos em vigor no ano de AAAA, referentes ao XXº leilão de
compra (XXXX-XXXX), ao YYº leilão de compra (XXXX-XXXX), etc por motivo de
suspensão, rescisão ou resilição do CCESUP500 celebrado com agente suprido na
modalidade tarifa regulada (Procedimento de Regulação Tarifária – PRORET –
Submódulo 11.1);
(b)
tais sobras estão disponíveis para cessão a agentes compradores com déficits a
partir de 1º de MM de AAAA, de forma proporcional e até o final dos períodos de
suprimento relativos aos citados CCEARs; (c) caso não haja cessão ou ocorra
cessão parcial das sobras, os montantes remanescentes deverão ser objeto de
redução proporcional dos CCEARs; e
(d)
possui intenção irrevogável e irretratável de disponibilizar suas sobras para
cessão ou de efetuar a redução de montantes objeto dos citados CCEARs.
O
montante de sobras declarado é proveniente de suspensão, rescisão ou resilição
do CCESUP500 celebrado com agente suprido na modalidade tarifa regulada do(s)
seguinte(s) contratos(s):
A
presente declaração é apresentada por meio deste ato para fins do
processamento, pela CCEE, do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits
(MCSD), cessão e redução para os CCEARs do produto XXXX-XXXX - EDITAL DE LEILÃO
Nº XXX/20XX – CCEE, para os CCEARs do produto XXXX-XXXX - EDITAL DE LEILÃO Nº
YYY/20XX – CCEE, etc.
A
DECLARANTE desde já afirma ter plena ciência e concorda expressamente com todos
os termos e condições do processamento do MCSD, responsabilizando-se
integralmente pelas informações ora prestadas em relação à origem das sobras.
A
DECLARANTE assegura que os representantes abaixo delimitados possuem poderes
suficientes para informar e declarar, para todos os fins e direitos, as sobras
para o processamento do MCSD
,
de de 20XX.
Empresa
declarante - Representantes legais ou CCEE:
(1)
_______________________________
Nome:
CPF/MF:
RG.:
(2)
_______________________________
Nome:
CPF/MF:
RG.: