MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS ÍNDICE. 1 Definições Gerais Objetivo Fluxo das Regras de Comercialização...4

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1 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS MODULAÇÃO DE GARANTIAS FÍSICAS (MA) MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA (MR) Versão 2010 Resolução Normativa ANEEL n XXX/XXXX 1

2 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS ÍNDICE 1 Definições Gerais Objetivo Fluxo das Regras de Comercialização Modulação de Garantias Físicas (MA) Introdução Dados de Entrada Fundamentos Conceituais Formulação Algébrica Mecanismo de Realocação de Energia (MR) Introdução Dados de Entrada Fundamentos Conceituais Formulação Algébrica Dados de Saída

3 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS 1 Definições Gerais 1.1 Objetivo Este Módulo define a metodologia de Modulação que será aplicada às Garantias Físicas das usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia MRE, bem como o funcionamento do citado Mecanismo, que tem a finalidade de operacionalizar o compartilhamento dos riscos hidrológicos associados ao despacho centralizado e à otimização do Sistema Hidrotérmico pelo ONS. A Garantia Física de uma usina corresponde à fração a ela alocada da Garantia Física do Sistema. A determinação da Garantia Física independe da sua geração real e está associada às condições no Longo Prazo que cada usina pode fornecer ao sistema, assumindo um critério específico de risco do não atendimento do mercado (déficit), considerando a variabilidade hidrológica à qual uma usina está submetida. A Garantia Física do Sistema corresponde à máxima carga que pode ser suprida a um risco préfixado (5%) de não atendimento da mesma, obtida por meio de simulações da operação, utilizando séries sintéticas de energia afluente, conforme metodologia aprovada pela ANEEL. 3

4 1.2 Fluxo das Regras de Comercialização Penalidades Liquidação Governança MÓDULO1 - Preço de Liquidação das Diferenças PL Determinação do Preço de Liquidação das Diferenças MÓDULO2 - Determinação da Geração e Consumo de Energia ME Medição e Sistema Elétrico AM Agregação Contábil da Medição GT Garantia Física de Usinas Térmicas GF LV LC DT LP FC Garantia Física Insuficiência de Lastro Para Venda de Energia Insuficiência de Cobertura Contratual do Consumo Descontos Aplicados à TUSD ou TUST Insuficiência de Lastro de Potência Penalidade por Falta de Combustível CG Cálculo de Garantias RI Rateio de Inadimplência RV Rateio dos Votos RC Rateio da Contribuição MÓDULO3 - Contratos Parte I -Contratos Gerais CB Contratos Bilaterais CL Contratos de Leilão de Ajuste CI Contratos Equivalentes a Inicias IT Contratos de ITAIPU CP Contratos do PROINFA Parte II CCEAR CD Contratos CCEAR por Disponibilidade CR Contratos CCEAR por Quantidade SD Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits AC Metodologia de Apuração dos Valores a Liquidar do MCSD Parte III Posição Final PC Posição Líquida dos Contratos MÓDULO4 -Energias Asseguradas Modulação de Energias Asseguradas Cálculo de Energias Asseguradas Energia Assegurada de Usinas Submotorizadas Modulação de Energia Assegurada de Usinas não Participantes do MRE e Comprometida com Contratos Equivalentes Mecanismo de Realocação de Energia Cálculo da Energia Secundária Energia Assegurada Ajustada MA Modulação de Energias Asseguradas MR Mecanismo de Realocação de Energia Energia Assegurada Comprometida com Contratos Equivalentes Alocação de Energia Assegurada MÓDULO5 - Excedente Financeiro EF EC Alocação do Excedente Financeiro Alivio das Exposições Financeiras de CCEARs Energia Assegurada Comprometida com CCEAR Alocação de Energia Secundária MÓDULO6 - Encargos de Serviços do Sistema RO Restrições de Operação SA Serviços Ancilares TC Totalização AR Alívio Retroativo de Exposições Residuais do Gerador e Encargos de Serviços do Sistema Energia Assegurada Livre Redução da Energia Assegurada por Redução de Disponibilidade Ajustes Totais do MRE MÓDULO7 - Consolidação dos Resultados CA Pagamento Adicional do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco GE Consolidação dos Perfis de Geração CO Consolidação dos Perfis de Consumo Energia Assegurada de uma Usina Custos de Compensação de Geração MÓDULO8 - Ajuste de e Recontabilização RE Cálculo do Ajuste Proveniente do Processo de Recontabilização 4

5 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS MA MODULAÇÃO DE GARANTIAS FÍSICAS 2 Modulação de Garantias Físicas (MA) 2.1 Introdução Este Submódulo apresenta as Regras de Modulação das Garantias Físicas necessárias para processar os dados de entrada para a execução do Mecanismo de Realocação de Energia MRE Dados de Entrada Provisão de Dados. Acrônimo Nome Unidade Fornecedor Descrição EP FOGU Potência Efetiva Mensal MWh/h ANEEL Unidades Geradoras em Operação Comercial Prevista ANEEL/ONS Nível de Potência Efetiva para uma Usina em um Mês de Apuração. Especificamente para as Usinas correspondentes às Quotas de Geração de Itaipu, o valor de EP deve ser equivalente à Potência Contratada. Número de Unidades Geradoras de Usinas Hidráulicas em fase de motorização, previstas para estarem em operação comercial em um Período de Comercialização, de acordo com o cronograma de obras da Usina. O FOGU será obtido com base no Cronograma de Eventos da ANEEL, elaborado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração - SFG e disponível no site daquela Agência. Na ausência deste, será obtido com base nas informações do Planejamento Anual da Operação Energética - Cronograma de Obras de Geração elaborado pelo ONS. INDISP NUB p REF_IF Percentual de Indisponibilidade das Usinas hidráulicas com modalidade de despacho tipo IIB ou III CCEE Número de Unidades Base da Usina ANEEL Parâmetro estatístico da indisponibilidade da usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo IIB ou III, calculado pela CCEE em função dos parâmetros fornecidos pelo Agente, analisando-se um horizonte de 60 meses precedentes ao Mês de Apuração. Quantidade mínima de Unidades Geradoras em operação comercial de uma Usina Hidráulica, para que esta seja capaz de gerar sua Garantia Física total. Para Usinas cujo contrato de concessão define o montante da Garantia Física por Unidade Geradora, o valor desta variável obedece ao estabelecido no Ato Regulatório. Para usinas cujo contrato de concessão não define o montante da Garantia Física por Unidade Geradora, o valor desta variável é definido como sendo o total de Unidades Geradoras da Usina. Percentual de Referência de Interrupções Forçadas Parâmetro estatístico que reflete a indisponibilidade das Usinas hidráulicas causada por interrupção forçada da usina hidráulica com com modalidade de modalidade de despacho tipo IIB ou tipo III ou da usina despacho tipo IIB ou III e térmica com modalidade de despacho tipo IIA, tendo térmicas com modalidade como base de cálculo um horizonte de 60 meses. de despacho tipo IIA Agente 5

6 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS MA MODULAÇÃO DE GARANTIAS FÍSICAS Acrônimo REF_IP Nome Unidade Fornecedor Percentual de Referência de Interrupções Programadas das Usinas hidráulicas com modalidade de despacho tipo IIB ou III e térmicas com modalidade de despacho tipo IIA Agente Descrição Parâmetro estatístico que reflete a indisponibilidade causada por interrupção programada da usina hidráulica com modalidade de despacho tipo IIB ou tipo III ou da usina térmica com modalidade de despacho tipo IIA, tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses. REF_TEIF REF_TEIP SPD TEIFa Taxa de Referência de Interrupções Forçadas ONS Taxa de Referência de Interrupções Programadas ONS Duração do Período de Comercialização Horas CCEE Taxa Equivalente de Interrupções Forçadas ONS Parâmetro estatístico que reflete a indisponibilidade causada por interrupção forçada da usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo I ou IIA, tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses ou para o caso de Usinas Térmicas este parâmetro estatístico reflete a indisponibilidade causada por interrupção forçada tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses, precedentes ao mês de Agosto de cada Ano, para viger a partir de janeiro do ano seguinte. Parâmetro estatístico que reflete a indisponibilidade causada por interrupção programadas da usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo I ou IIA, tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses ou para o caso de Usinas Térmicas este parâmetro estatístico reflete a indisponibilidade causada por interrupção programada tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses, precedentes ao mês de Agosto de cada Ano, para viger a partir de janeiro do ano seguinte. Duração dos Períodos de Comercialização. Parâmetro mensal que expressa a expectativa de encontrar a usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo I ou IIA, no estado de indisponibilidade forçada, tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses, conforme definido na Resolução Normativa n 169, de 10 de outubro de 2005 ou para o caso de Usinas Térmicas este parâmetro representa a expectativa de encontrar a Usina no estado de indisponibilidade forçada, tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses, precedentes ao mês de Agosto de cada Ano, para viger a partir de janeiro do ano seguinte. TEIP TOGU Taxa Equivalente de Interrupções Programadas ONS Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial ANEEL Parâmetro mensal que expressa a expectativa de encontrar a usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo I ou IIA, no estado de indisponibilidade programada, tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses, conforme definido na Resolução Normativa n 169, de 10 de outubro de 2005 ou para o caso de Usinas Térmicas este parâmetro representa a expectativa de encontrar a Usina no estado de indisponibilidade programada, tendo como base de cálculo um horizonte de 60 meses, precedentes ao mês de Agosto de cada Ano, para viger a partir de janeiro do ano seguinte. Número total de Unidades Geradoras em operação comercial de uma Usina Hidráulica em fase de motorização, em cada Período de Comercialização. Deverá retratar a entrada em operação de novas Unidades. 6

7 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS MA MODULAÇÃO DE GARANTIAS FÍSICAS Acrônimo W_PATAMAR_HOURS aw Nome Unidade Fornecedor Total de Horas do Patamar da Semana Horas ONS Descrição Total de horas pertencentes a um patamar em uma Semana de Apuração. É usado na obtenção de valores médios de medição Dados Obtidos em Outros Submódulos. Acrônimo Nome Localização G IT_ASS Geração Final da Usina Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Garantia Física de Itaipu Mod. 3 IT Contratos de ITAIPU MASS MASS_N MG XP_GLF j Garantia Física Mensal Garantia Física Média Parcial Geração Medida da Usina Fator de Perda de Geração Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Sinalizadores de Escopo. Acrônimo LOSSAF p MOT_F Nome Unidade Fornecedor Alocação de Perdas na Geração Sinalizador Sinalizador Motorização CCEE CCEE Descrição LOSSAF p 0 Se a Usina, p, não participa do rateio das perdas na Rede Básica, (conforme os critérios estabelecidos na Resolução 395 de 24 de Julho de 2002). LOSSAF p 1 em caso contrário. MOT_F 1 se a Usina, p, for Hidráulica e estiver em fase de motorização no Mês de Apuração, m. MOT_F 0 em caso contrário. 2.3 Fundamentos Conceituais Definição de fase de motorização Será considerada em fase de motorização a Usina Hidráulica para a qual, no primeiro Período de Comercialização, j, do Mês de Apuração, m, atender a seguinte condição: TOGU < NUB p 7

8 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS MA MODULAÇÃO DE GARANTIAS FÍSICAS O critério de Modulação de Garantias Físicas de Usinas Submotorizadas depende dos estágios da obra da Usina em relação ao cronograma: atrasada, em fase ou adiantada. A Garantia Física de usinas hidrelétricas em fase de motorização, com seu cronograma de obras atrasado, deverá ser igual ao menor valor entre a Energia efetivamente Gerada e a Garantia Física Parcial referente às unidades geradoras em operação comercial. Para Usinas hidrelétricas em fase de motorização, com seu cronograma de obras em fase ou adiantada a Garantia Física será a Garantia Física Parcial referente às unidades geradoras em operação comercial A Garantia Física das Usinas Motorizadas será modulada conforme o perfil agregado da geração realizada pelas usinas do MRE O Mecanismo de Redução de Garantias Físicas MRA visa verificar se a Usina participante do MRE cumpriu ou não os requisitos de disponibilidade estabelecidos, para as Usinas com modalidade de despacho tipo I ou IIA, através de valores de referência para as Taxas Equivalentes de Interrupções Forçadas (TEIF ) e Programadas (TEIP ). Para as demais Usinas hidráulicas com modalidade de despacho tipo IIB e III, a verificação do cumprimento dos requisitos de disponibilidade será realizada através do cálculo da Indisponibilidade média do empreendimento realizado pela CCEE, definido pela Resolução Normativa ANEEL n 266/2007. Estas verificações são efetuadas através do cálculo de um fator equivalente à razão entre os índices verificados e os índices de referência. Um valor inferior a 1 para este fator significa que a Usina não cumpriu os requisitos de disponibilidade, e que sua Garantia Física será ajustada para refletir este descumprimento. 8

9 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS MA MODULAÇÃO DE GARANTIAS FÍSICAS 2.4 Formulação Algébrica MA.1 Cálculo de Garantias Físicas MA.1.1 Com relação a cada Usina, p, para a qual MOT_F 0, para cada Período de Comercialização, j, no Mês de Apuração, m, o Limite de Garantia Física (TASS ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte regra: (a) Se a Usina, p, for a Usina de Itaipu, então: TASS EP 0, 985 SPD Do contrário: TASS EP 1 1,035 SPD MA.2 Garantia Física de Usinas Submotorizadas MA.2.1 Para cada Usina, p, participante do MRE, para a qual MOT_F 1, a CCEE deverá determinar a Garantia Física Livre Não Ajustada (IFASS ), para cada Período de Comercialização, j, de acordo com a seguinte regra: TOGU < NUB então: (a) Se p TOGU < FOGU então: (i) Se IFASS min ( MG, MASS _ N ) (ii) Do contrário: IFASS MASS _ N Do contrário: IFASS MASS _ N MA.2.2 Para cada Usina, p, participante do MRE, para a qual MOT_F 1, em cada Período de Comercialização, j, pertencente ao patamar de carga, a, da semana de apuração w, a Garantia Física Livre Não Ajustada Média (UFASS ), deverá ser determinada de acordo com a seguinte fórmula: UFASS aw IFASS W _ PATAMAR _ HOURS aw SPD 9

10 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS MA MODULAÇÃO DE GARANTIAS FÍSICAS MA.3 Garantia Física Livre MA.3.1 Com relação a cada Usina, p, participante do MRE, a CCEE deverá determinar a Modulação da Garantia Física não Ajustada, (MOD_FASS ), para cada Período de Comercialização, j, de acordo com a seguinte fórmula: G p _ ERM MOD _ FASS min( MASS ( 1 MOT _ F ), TASS G m p _ ERM MA.3.2 Com relação a cada Usina, p, participante do MRE, a CCEE deverá determinar a Quantidade Remanescente de Garantia Física (QR_FASS ), em cada Mês de Apuração, m, de acordo com a seguinte fórmula: QR _ FASS ( MASS ( 1 MOT _ F ) m MOD _ FASS MA.3.3 Com relação a cada Usina, p, participante do MRE, a CCEE deverá determinar a Folga para Alocação da Quantidade Remanescente de Garantia Física (FAR_FASS ), para cada Período de Comercialização, j, de acordo com a seguinte fórmula: FAR _ FASS TASS MOD _ FASS MA.3.4 Com relação a cada Usina, p, participante do MRE, a CCEE deverá determinar a Garantia Física Total (TFASS ), para cada Período de Comercialização, j, de acordo com a seguinte fórmula: TFASS MOD_ FASS + QR _ FASS FAR _ FASS m FAR _ FASS MA.3.5 Com relação a cada Usina, p, participante do MRE, a CCEE deverá determinar a Garantia Física a Livre (FASS ), para cada Período de Comercialização, j, de acordo com a seguinte regra: (a) Se a Usina, p, for a usina de Itaipu, então: FASS IT _ ASS * XP _ GLF j Do contrário: (i) Se MOT _ 0, então: FASS F ( XP _ GLF LOSSAF + ( LOSSAF ) TFASS 1 j p p 10

11 MÓDULO 4 GARANTIAS FÍSICAS MA MODULAÇÃO DE GARANTIAS FÍSICAS (ii) Do contrário: FASS ( XP _ GLF LOSSAF + ( LOSSAF ) UFASS 1 j p p MA.4 Redução da Garantia Física por Redução de Disponibilidade MA.4.1 Com relação a cada Usina, p, hidráulica, a CCEE deverá determinar o Índice de Disponibilidade Verificada ( ID ), para cada Mês de Apuração, m, de acordo com a seguinte regra: (a) Se a usina p, possuir modalidade de despacho tipo I ou IIA, então: ID ( 1 TEIFa )* ( TEIP ) 1 Se a usina p, possuir modalidade de despacho tipo IIB ou III, então: ( ) ID 1 INDISP MA.4.2 Com relação a cada Usina, p, hidráulica, a CCEE deverá determinar o Índice de Referência de Disponibilidade ( ID _ REF ), para cada Mês de Apuração, m, de acordo com a seguinte regra: (a) Se a usina p, possuir modalidade de despacho tipo I ou IIA, então: ID _ REF ( 1 REF _ TEIF )* ( 1 REF _ TEIP ) Se a usina p, possuir modalidade de despacho tipo IIB ou III, então: ID _ REF ( 1 REF _ IF )* ( 1 REF _ IP ) MA.4.3 Com relação a cada Usina, p, hidráulica, a CCEE deverá determinar o Fator de Disponibilidade (FID ), para cada Mês de Apuração, m, de acordo com a seguinte fórmula: FID ID min1, ID _ REF MA.5 Garantia Física de uma Usina MA.5.1 Para cada Usina, p, participante do MRE, em cada Período de Comercialização, j, a Garantia Física Modulada (ASS_1 ), referida ao Centro de Gravidade, deverá ser determinada de acordo com a seguinte fórmula: ASS _ 1 FASS * FID 11

12 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS MR MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA 3 Mecanismo de Realocação de Energia (MR) 3.1 Introdução As gerações das usinas hidrelétricas e térmicas estão sujeitas ao despacho centralizado efetuado pelo ONS, considerando as disponibilidades das usinas que estão em condições de geração. Estas usinas são despachadas de modo a se obter minimização dos custos operativos e o menor custo marginal, em vista das afluências hidrológicas e armazenamento de água dos reservatórios, dos preços ofertados pelas usinas térmicas e as restrições operativas. Dessa forma, os perfis de geração dos Agentes sujeitos ao despacho centralizado, independente de seus compromissos de venda de energia baseados em seus certificados de Garantia Física, não têm controle sobre seu nível de geração. Dadas as grandes dimensões territoriais do Brasil, existem também diferenças hidrológicas significativas entre as regiões, ou seja, períodos secos e úmidos não coincidentes, fazendo com que existam transferências de energia entre regiões. Uma região em período seco deve armazenar água, produzindo abaixo da média, enquanto que uma região úmida produz acima da média. Outro fator que levou à concepção do MRE é a existência de várias usinas em cascata, em que o ótimo individual não necessariamente corresponde ao ótimo conjunto. Como o despacho é centralizado, ou seja, a água é de todos e o seu uso não é decidido pelo proprietário da usina, o MRE minimiza e compartilha entre os perfis de geração dos Agentes o risco de venda de energia em Longo Prazo. O MRE assegura que todas as usinas participantes recebam seus níveis de Garantia Física independentemente de seus níveis reais de produção de energia, desde que a geração total do MRE não esteja abaixo do total da Garantia Física do Sistema. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de suas Garantias Físicas para aqueles que geraram abaixo. 3.2 Dados de Entrada Provisão de Dados. Acrônimo CUSTO_MRE Nome Unidade Fornecedor Custo Variável da Usina para Trocas de Energia no MRE R$/MWh ANEEL Descrição Custo da energia trocada no MRE Dados Obtidos em Outros Submódulos. Acrônimo Nome Localização ASS_1 Garantia Física Modulada Mod. 4 MA Modulação da Garantia Física G Geração Final da Usina Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Sinalizadores de Escopo. Não aplicável a este Submódulo. 12

13 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS MR MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA 3.3 Fundamentos Conceituais Cada gerador deverá receber seu nível de Garantia Física, desde que os geradores participantes do MRE como um todo, gerem de maneira agregada, seus níveis de Garantia Física Se o total da produção destinada ao MRE das usinas participantes for maior ou igual ao total das Garantias Físicas (Garantia Física do Sistema), cada usina terá alocação igual à sua Garantia Física, mais uma parte do excedente, chamada de Energia Secundária Quando há no sistema Energia Secundária, as usinas que têm produção destinada ao MRE acima da Garantia Física doam todo esse excesso ao MRE, e depois recebem de volta sua parte da Energia Secundária Usinas que têm produção destinada ao MRE abaixo de sua Garantia Física recebem do MRE a Garantia Física até o seu limite, e depois sua parte da Energia Secundária. Toda a Energia Secundária é alocada a todas as usinas, na proporção de suas Garantias Físicas A Alocação de energia dos geradores com excedente de Garantia Física para os geradores com déficit de Garantia Física é feita prioritariamente entre geradores dentro de cada Submercado. O excedente remanescente é alocado então a partir dos Submercados superavitários para os deficitários, até o preenchimento dos níveis de Garantia Física. A alocação de Energia Secundária também é realizada prioritariamente dentro do Submercado onde foi gerada. Se ainda houver direito a receber Energia Secundária, esta é alocada de outros Submercados A alocação de Garantia Física e Energia Secundária em outros Submercados pode acarretar exposição aos Agentes devido ao diferencial de preços entre os Submercados, entretanto, a alocação de Garantia Física em Submercados diferentes daquele onde está localizada a usina do gerador tem direito ao alívio de exposição. Esse direito ao alívio não se estende às alocações de Energia Secundária O MRE inclui as Usinas conforme a regulamentação vigente, excluídas as energias de teste, calculadas conforme o Módulo de Agregação Contábil de Medição destas Regras da CCEE, para Usinas em fase de motorização Uma usina hidrelétrica com modalidade de despacho tipo IIB ou III somente poderá usufruir os direitos do MRE após emissão de Ato Regulatório específico para este fim. 3.4 Formulação Algébrica MR.1 Cálculo da Energia Secundária MR.1.1 Para cada Período de Comercialização, j, a Energia Secundária Total no Sistema (SEC j ) deverá ser determinada de acordo com as seguintes regras: (a) Se G > ASS _ 1, então: p _ ERM p _ ERM SEC j p _ ERM G p _ ERM ASS _ 1 Caso contrário: SEC j 0 13

14 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS MR MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA MR.2 Garantia Física Ajustada MR.2.1 Para cada Período de Comercialização, j, o Fator de Ajuste de Garantia Física (GSF j ) e a Garantia Física Ajustada (ASS_2 ) deverão ser determinados de acordo com a seguinte regra: (a) Se SEC > 0, então: (i) GSF 1 ; e j j (ii) ASS _ 2 ASS _ 1 Se SEC 0, então: j (i) GSF j p _ ERM p _ ERM G ASS _1 ; e (ii) ASS _ 2 ASS _ 1 GSF j MR.3 Alocação de Garantia Física MR.3.1 Para cada Usina, p, participante do MRE, em cada Período de Comercialização, j, o Superávit de Geração do MRE (ERM_Surp ) ou o Déficit de Geração do MRE (ERM_Def ) deverão ser determinados de acordo com as seguintes regras: (a) Se G > ASS _ 2, então: ERM _ Surp G ASS _ 2 Caso contrário: ERM _ Def ASS _ 2 G MR.3.2 Para cada Submercado, s, e para cada Período de Comercialização, j, o Superávit Total de Geração (Pot ) e o Déficit Total de Geração (Deficit ) deverão ser determinados de acordo com as seguintes fórmulas: (a) Pot ERM _ Surp ps _ ERM Deficit ps _ ERM ERM _ Def MR.3.3 Para cada Usina, p, participante do MRE no Submercado, s, o Ajuste do Primeiro Estágio de Alocação de Energia (EA_1 ) para cada Período de Comercialização, j, deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: EA _ 1 1 ( ERM _ ) Surp 14

15 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS MR MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA MR.3.4 Para cada Submercado, s, para cada Período de Comercialização, j, se Pot Deficit, então: (a) O Superávit Líquido de Geração (Pot_1 ) deve ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: Pot _ 1 Pot Deficit Para cada Usina, p, participante do MRE no Submercado correspondente, s, o Ajuste do Segundo Estágio de Alocação de Energia Relativo à Garantia Física (EA_2ASS ) em um Período de Comercialização, j, deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: EA _ 2ASS ERM _ Def MR.3.5 Para cada Submercado, s, para cada Período de Comercialização, j, se Pot < Deficit, então: (a) O Superávit Líquido de Geração (Pot_1 ) será: Pot _ 1 0 Para cada Usina, p, participante do MRE no Submercado correspondente, s, o Ajuste do Segundo Estágio de Alocação de Energia relativo à Garantia Física (EA_2ASS ) em um Período de Comercialização, j, deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: EA _ 2ASS Pot ERM _ Def ps _ ERM ERM _ Def MR.3.6 Para cada Usina, p, participante do MRE no Submercado correspondente, s, para cada Período de Comercialização, j, o Déficit Após o Ajuste do Segundo Estágio de Alocação de Energia (Deficit_1 ) deverá ser calculado de acordo com a seguinte fórmula: Deficit _ 1 ERM _ Def EA _ 2ASS MR.3.7 Para cada Usina, p, participante do MRE localizada em um Submercado, s, para cada Período de Comercialização, j, o Ajuste do Terceiro Estágio de Alocação de Energia relativo à Garantia Física (EA_3ASS plj ) alocada de um Submercado doador, l, deverá ser determinado de acordo com a seguinte regra: s (a) Se Pot _ 1 0 então: EA _ 3 0 ASS plj Caso contrário: EA _ 3ASS plj Deficit _1 Pot _1 s lj Pot _1 15

16 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS MR MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA MR.4 Alocação de Energia Secundária MR.4.1 Para cada Submercado, s, a Energia Remanescente Após a Alocação de Garantia Física (ERN ), para cada Período de Comercialização, j, deverá ser determinada de acordo com a seguinte regra: (a) Se Pot _ 1 0, então: ERN 0 Caso contrário: ERN Pot _ 1 ps _ ERM EA _ 3ASS p MR.4.2 Para cada Usina, p, participante do MRE, para cada Período de Comercialização, j, o Direito Total à Energia Secundária (SEC_C ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: SEC _ C SEC j ASS _1 p _ ERM ASS _1 MR.4.3 Para cada Submercado, s, para cada Período de Comercialização, j, o Direito Total à Energia Secundária em um Submercado (SEC_SM ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: SEC _ SM SEC _ C ps _ ERM MR.4.4 Para cada Submercado, s, para cada Período de Comercialização, j, se ERN > SEC _, então: SM (a) O Superávit Líquido de Geração Após a Alocação de Energia Secundária (Pot_2 ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: Pot _ 2 ERN SEC _ SM Para cada Usina, p, participante do MRE, o Ajuste do Segundo Estágio de Alocação de Energia Relativo à Energia Secundária (EA_2SEC ) em um Período de Comercialização, j, deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: EA _ 2SEC SEC _ C 16

17 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS MR MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA MR.4.5 Para cada Submercado, s, para cada Período de Comercialização, j, se ERN SEC _, então: SM (a) O Superávit Líquido de Geração Após a Alocação de Energia Secundária (Pot_2 ) será: Pot _ 2 0 Para cada Usina, p, participante do MRE, o Ajuste do Segundo Estágio de Alocação de Energia Relativa à Energia Secundária (EA_2SEC ) em um Período de Comercialização, j, deve ser determinado de acordo com as seguintes regras: (i) Se SEC _ 0 ; então: SM EA _ 2SEC 0 (c) Caso contrário: EA _ 2SEC ERN SEC _ C SEC _ SM MR.4.6 Para cada Usina, p, participante do MRE no Submercado correspondente, s, para cada Período de Comercialização, j, o Déficit Após o Ajuste de Energia Secundária (Deficit_2 ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: Deficit _ 2 SEC _ C ( EA _ 2SEC ) MR.4.7 Para cada Usina, p, participante do MRE localizada em um Submercado, s, para cada Período de Comercialização, j, o Ajuste do Terceiro Estágio de Alocação de Energia Relativo à Energia Secundária (EA_3SEC plj ) alocada de um Submercado doador, l, deverá ser determinado de acordo com as seguintes regras: s (a) Se Pot _ 2 0, então: EA _ 3 0 SEC plj Caso contrário: EA _ 3SEC plj Deficit _ 2 ( Pot _ 2lj ) s Pot _ 2 MR.5 Ajustes Totais do MRE MR.5.1 Para cada Usina, p, participante do MRE, localizada no Submercado, s, o Ajuste do Segundo Estágio de Alocação de Energia (EA_2 ) em um Período de Comercialização, j, deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: EA _ 2 EA _ 2ASS + EA _ 2SEC 17

18 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS MR MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA MR.5.2 Para cada Usina, p, participante do MRE, localizada no Submercado, s, para cada Período de Comercialização, j, o Ajuste do Terceiro Estágio de Alocação de Energia (EA_3 plj ) alocado de um Submercado doador, l, deve ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: EA _ 3 EA _ 3ASS + EA _ 3SEC plj plj plj MR.5.3 Para cada Usina, p, participante do MRE, para cada Período de Comercialização j, o Ajuste Total de MRE da Usina (ERM_P ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: ERM _ P EA _1 + EA _ 2 + EA _ 3 s MR.5.4 Para o Perfil de Geração do Agente, g, para cada Período de Comercialização, j, o Total de Ajuste de MRE do Gerador em seu próprio Submercado (ERMAS sgj ) para um Submercado, s, deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: plj ERMAS sgj ( EA _1 + EA _ 2 pgs _ ERM ) MR.5.5 Para o Perfil de Geração do Agente, g, para cada Período de Comercialização, j, o Ajuste de MRE do Gerador de um Submercado para Outro (ERMAL gslj ) no Submercado, l, para Usinas em um Submercado, s, deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: ERMAL gslj pgs _ ERM EA _ 3 plj MR.5.6 Para o Perfil de Geração do Agente, g, para cada Período de Comercialização, j, o Total de Ajuste de MRE do Gerador Alocado em Outro Submercado (TERMAL lgj ), para o Submercado, l, deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: TERMAL lgj ERMAL gslj s l MR.6 Custos de Compensação de Geração MR.6.1 Para cada Mês de Apuração, m, para cada Usina, p, participante do MRE, a Geração Alocada para Outros (DON ) e a Geração Alocada de Outros (REC ) deverão ser determinadas de acordo com as seguintes fórmulas: (a) DON REC max 0, 1 ERM _ m P max 0, ERM _ m P MR.6.2 Para cada Usina, p, participante do MRE, o Custo Variável de MRE da Usina (TVC p ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: TVC p CUSTO _ MRE 18

19 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS MR MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA MR.6.3 Para cada Mês de Apuração, m, para cada Usina, p, participante do MRE, o Custo a Ser Pago pela Geração (COST ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: COST DON TVC p MR.6.4 Para cada Mês de Apuração, m, a Taxa de Recuperação de Custo de Geração (CRR m ) deverá ser determinada de acordo com a seguinte fórmula: CRR m p _ ERM p _ ERM COST REC MR.6.5 Para cada Mês de Apuração, m, para cada Usina, p, participante do MRE, o Pagamento Devido por Geração (PAY ) deverá ser determinado de acordo com a seguinte fórmula: PAY REC CRR m 19

20 MÓDULO 4 ENERGIAS ASSEGURADAS 4 Dados de Saída Acrônimo Nome Unidade ASS_1 ASS_2 COST EA_3ASS plj ERM_P ERMAS sgj FID PAY TASS TERMAL sgj Garantia Física Modulada Garantia Física Ajustada Custo a Ser Pago por Geração Ajuste do Terceiro Estágio de Alocação de Energia Relativo à Garantia Física Ajuste Total de MRE da Usina Total de Ajuste de MRE do Gerador em Seu Próprio Submercado Fator de Disponibilidade Pagamento Devido por Geração Limite de Garantia Física Total de Ajuste de MRE do Gerador Alocado em Outro Submercado MWh MWh R$ MWh MWh MWh % R$ MWh MWh Utilizado em: Família / Módulo / Submódulo: Mod. 5 EF Alocação do Excedente Financeiro Penalidades GF Garantia Física Mod. 5 EF Alocação do Excedente Financeiro Mod. 7 GE Consolidação dos Perfis de Geração Mod. 5 EF Alocação do Excedente Financeiro Mod. 6 RO Restrições de Operações Mod. 5 EF Mod. 5 EF Alocação do Excedente Financeiro Alocação do Excedente Financeiro Penalidades GF Garantia Física Liquidação CG Cálculo de Garantias Mod. 7 GE Consolidação dos Perfis de Geração Mod. 3 IT Mod. 5 EF Contratos de Itaipu Alocação do Excedente Financeiro 20